Размещено на http://www.allbest.ru/

Реконструкция трансформаторной подстанции «Куракино»

Разраб. Храмов С.С.

Провер. Волчкова С.Н.

Н. Контр. Астахов С.М.

Утв. Виноградов А.В.

Введение

Основой экономики всех индустриальных стран мира является электроэнергетика. ХХ век стал периодом интенсивного развития этой важнейшей отрасли промышленности.

Вскоре после образования СССР в основу экономической политики было положено создание мощной энергетической базы нового государства. В 1920 году был принят государственный план электрификации России - ГОЭЛРО, предусматривающий строительство новых районных электрических станций общей мощностью 1750 МВт. В течение 10-15 лет с доведением выработки электроэнергии до 8,8 ТВт·ч в год. Этот план был реализован за 10 лет. В 1930 году установленная мощность электрических станций составила 2875МВт с выработкой электроэнергии 8,4 ТВт·ч.

Основой последующих планов развития народного хозяйства явились принципы, заложенные в плане ГОЭЛРО. Темпы развития электроэнергетической базы в СССР были высочайшими в мире и снижались только во время Великой Отечественной Войны 1941-1945 года.

Основой развития энергетики стало сооружение электростанций большой мощности. К 1990 году в СССР работали 80 электростанций с установленной мощностью более 1 ГВт каждая, на которых было сосредоточено более половины всей генерирующей мощности. На тепловых электрических станциях работало более 400 энергоблоков единичной мощностью от 150 до 1200 МВт, на гидроэлектростанциях - 600 и 640 МВт. Быстрыми темпами развивалась атомная энергетика. От первой, Обнинской, АЭС мощностью 5 МВт атомная энергетика прошла путь до электростанции мощностью 4000 МВт.

Высокими темпами развивалось электросетевое хозяйство. Формирование таких крупных энергетических объединений, как энергообъединение Северо-Запада, Центра, Юга и др. позволяла успешно решать задачу создания Единой энергетической системы. К 1990 году в состав ЕЭС входили 9 из 11 энергообъединений, охватывая почти 2/3 территории страны, где проживало более 80 % населения. Межсистемные связи осуществлялись по линиям электропередачи напряжением 500 кВ, были введены в эксплуатацию линии напряжением 750 кВ и 1150 кВ.

Важнейшим вопросом на сегодняшний день является вопрос интеграции электроэнергетики СНГ с европейской и азиатской электроэнергетикой. Учитывая, что параллельно с объединением энергосистем СНГ работают энергосистемы стран Балтии и межгосударственной связи соединяют энергосистемы СНГ с рядом стран Восточной Европы и Азии, задача видится в реализации стратегических планов развития глобальной электросети на всем Евразийском пространстве.

На данный момент техническую основу ЕЭС России составляет 440 электростанций суммарной установленной мощностью 200 ГВт; ЛЭП общей протяженностью 3018 тыс. км; единая система диспетчерского регулирования, объединяющая практически все энергетические объекты в работу с единой частотой электрического тока 50 Гц. В 1990-х годах все задачи диспетчерского управления, решаемые на ЭВМ, были переведены на качественно новый уровень - персональный компьютер. Появились локальные сети ПК, внедрены технические и программные средства телекоммуникаций с современной системой диалога и отображения. В последние годы начато освоение современных программно-технических средств: единых баз данных; различных приложений на основе экспертных систем компьютерной телефонии.

Действующая система диспетчерского и автоматического управления ЕЭС России и ОЭС показала высокую эффективность, что подтверждается в течение 50 лет, так как в России не было глобальных системных аварий, подобных тем, которые произошли в США и Канаде, а также Японии, Франции, Швеции и других странах Европы.

С каждым годом потребление электроэнергии возрастает, поэтому требуется ввод новых генерирующих мощностей и техническое перевооружение электрических станций и сетей, что предусматривает максимальный демонтаж выработавшего свой ресурс оборудования и замену его новым.

Общая характеристика подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 1 - Расположение ТП «Кураино».

Подстанция «Куракино» является проходной, получает энергию в виде трехфазного тока частотой 50 Гц по линиям напряжением 35 кВ (ответвления длиной 20,4км и 20,5км) Куракино-Малоархангельск и Куракино-Новополево. Затем энергия преобразуется на напряжение 10 кВ и распределяется соответствующими электроприемниками.

Подстанция «Куракино» находится к юго-востоку от города Орел. Орловская область располагается в средней полосе с умерено - континентальным климатом. Колебание температуры в течение года не очень значительны и составляют 20 - 30⁰С.

При этом среднегодовой уровень осадков в области составляет 550-600мм, а количество грозовых часов в году 60.

Трансформаторная подстанция «Куракино» расположена в 3 районе по гололеду (толщина стенки гололеда 10мм с повторяемостью 1 раз в 5 лет и 15мм с повторяемостью 1 раз в 10 лет), в 1 районе по напору ветра (скоростной напор ветра, Па (скорость ветра м/с) с повторяемостью 270(21) 1 раз в 5 лет и 400(25) 1 раз в 10 лет, среднегодовая температура воздуха составляет + 9.9°С.

Обоснование реконструкции ТП

Реконструкция действующих электрических сетей связана с изменением электрических параметров линий и подстанций при частичном или полном сохранении строительной части объектов, а также с установкой дополнительных аппаратов и оборудования. В процессе реконструкции можно повысить пропускную способность действующих сетей, надежность электроснабжения и качество электроэнергии у потребителей.

Рис. 2 - Современная схема ТП «Куракино».

Установку двух трансформаторов на ТП необходимо предусматривать в следующих случаях: при расчетной нагрузке на шинах 10 кВ, требующей установки трансформатора мощностью выше 6300 кВА; при числе отходящих линий 10 кВ шесть и более; при расстоянии до ближайшей соседней подстанции, превышающем 45км; при невозможности зарезервировать хотя бы одну из линий 10 кВ, питающую потребителей первой и второй категории по надежности от соседней подстанции; когда заменой сечения проводов на магистрали линии 10 кВ не обеспечивается нормированное отклонение напряжения у потребителей в послеаварийном режиме.

Необходимость реконструкции трансформаторной подстанции «Куракино» обусловлена следующими причинами:

- во-первых, истекает гарантированный срок службы основного электрооборудования ТП;

- во-вторых, необходима установка новых выключателей в распредустройстве низкого и высокого напряжения вместо разъединителей и короткозамыкателей.

1. Суточные графики нагрузки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.1.1. - Суточный график активной нагрузки 10 кВ (Н.Н.) зимой 2007 года в кВт.

1.1 Перспективный график нагрузки

С течением времени по различным причинам непрерывно изменяются потребляемые электроприемниками активные и реактивные мощности, поэтому в каждый момент или период времени электрическая нагрузка представляет собой неопределенную величину, значение которой можно предсказать с достаточной точностью.

Реальный процесс изменения нагрузок рассматривают как нестационарный случайный процесс, в котором можно различить повторяющиеся суточные, недельные и годовые циклы. В свою очередь, изменение нагрузок в течение каждого цикла также считают нестационарным случайным процессом, который в отдельные периоды можно представить как стационарный.

Анализируя графики нагрузки, определим перспективную нагрузку ТП сроком на 7 лет, приняв 10% рост потребления электрической нагрузки.

Принимая закон роста электрической нагрузки показательным, электрическая нагрузка через 7 лет, кВт:

, (1.1)

где - электрическая нагрузка существующая, кВт;

при 10% роста нагрузки в год;

t - год, на который определяют электрическую нагрузку.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.1.2 - Перспективный график активной нагрузки 10 кВ (Н.Н.) в кВт.

Определяем полную мощность ступеней нагрузки эквивалентного графика:

, (1.2)

где P_i - активная мощность i-ой ступени графика;

cos ц - коэффициент мощности, принимаем равным cos ц=0,85.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.1.3 - Перспективный график полной нагрузки 10 кВ (Н.Н.) в кВА.

2. Выбор числа, типа и мощности трансформаторов, проверка трансформаторов на систематическую и аварийную перегрузку

2.1 Выбор числа типа и мощности трансформаторов

Из суточного графика полной нагрузки подстанции (рис.1.3) определяем максимальную нагрузку: .

Принимаем на подстанции два трансформатора.

Так как на подстанции 2 трансформатора, то нагрузка между ними распределяется равномерно, следовательно, номинальная мощность трансформатора:

, (2.1)

.

Выбираем трансформатор 35/10кВ типа ТМН-2500/35 с номинальной мощностью: S_n =2,5MBА.

Паспортные данные трансформатора, необходимые для расчета:

ДP_х.х. = 4,1кВт , ДРк.з. = 23,5кBm .

2.2 Проверка трансформатора на систематическую перегрузку

Проверяем трансформаторы ТМН-2500/35 на допустимую симметрическую перегрузку, т.е. когда работают 2 трансформатора (нормальный режим).

2.3 Проверка трансформаторов на аварийную перегрузку

Определяем коэффициент начальной нагрузки эквивалентного графика:

Размещено на http://www.allbest.ru/

, (2.2)

где S_1, S₂, S_n - мощности в режиме недогрузки трансформатора, МВА

- продолжительность недогрузки трансформатора, ч.

Определяем коэффициент максимальной нагрузки эквивалентного графика:

,

. (2.3)

где ,,- мощности в режиме перегрузки трансформатора, МВА;

- продолжительность перегрузки трансформатора.

.Если , то принимают .

Если , то принимают .

Т.к. , то принимаем .

Исходя из значений h=2ч при Q_OXJl=10°C, определяем коэффициент максимально допустимой аварийной перегрузки трансформатора .

Определяем максимально допустимую систематическую перегрузку трансформатора:

. (2.4)

Рассмотрим режим аварийной перегрузки трансформатора ТМН-2500/35, т.е. когда на подстанции работает 1 трансформатор. Для этого необходимо построить эквивалентный двухступенчатый график нагрузки подстанции и определить с учетом аварийной перегрузки трансформатора загруженность трансформатора.

Определяем коэффициент начальной загрузки трансформаторов.

Принимаем , т.к. трансформатор работает с перегрузкой в течение суток.

Определяем коэффициент максимальной нагрузки эквивалентного графика:

,

т.к. , то принимаем .

Исходя из значений h=24ч при Q_OXJl=10°C, определяем коэффициент максимально допустимой аварийной перегрузки трансформатора

Определяем максимально допустимую систематическую перегрузку трансформатора:

.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.2.1 - График аварийной нагрузки трансформатора ТМН-2500/35.

Из графика видно, что трансформатор в режиме аварийной перегрузки будет перегружен больше допустимого значения . Поэтому необходимо отключать потребителей 3-ей категории. Это вызовет недоотпуск электроэнергии, который повлечет за собой ущерб.

3. Технико-экономическое сравнение вариантов

Для технико-экономического сравнения выберем трансформатор ТМН-4000/35кВ - с номинальной мощностью: S₁₁ = 4MBA.

Паспортные данные трансформатора, необходимые для расчета:

ДP_х.х. =5,1кВт , ДP_к.з. = 35кВт.

По допустимой систематической перегрузке трансформатор ТМН-4000/35

подходит, т.к. трансформатор низшей мощности ТМН-2000/35 подошел.

Рассмотрим режим аварийной перегрузки трансформатора ТМН-4000/35, т.е. когда на подстанции работает 1 трансформатор. Для этого необходимо построить эквивалентный двухступенчатый график нагрузки подстанции и определить с учетом аварийной перегрузки трансформатора загруженность трансформатора.

Определяем коэффициент начальной нагрузки эквивалентного графика:

.

Определяем коэффициент максимальной нагрузки эквивалентного графика:

.

т.к. , то принимаем .

Исходя из значений h=12ч при Q_OXJl=10°C, определяем коэффициент максимально допустимой аварийной перегрузки трансформатора .

Определяем максимально допустимую систематическую перегрузку трансформатора:

.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.3.1 - График аварийной нагрузки трансформатора ТМН-4000/35.

Из графика видно, что трансформатор в режиме аварийной перегрузки будет работать нормально, т.к. график нагрузки не достигает допустимого значения S_доп.. Необходимость отключать потребителей в этом случае не возникает, следовательно, ущерба от недоотпуска электроэнергии не будет.

4. Выбор схемы электрических соединений подстанции

Схемы подстанций определяют их положением в сети, напряжением, числом присоединений, используемым оборудованием. Схемы должны отвечать следующим требованиям: обеспечивать необходимую надежность электроснабжения потребителей и транзита мощности через подстанцию, а также возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения соседних присоединений; учитывать перспективы развития; обеспечение поэтапного развития РУ без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей.

Выбор схем электроснабжения включает в себя выбор номинальных напряжений сети, ее конфигурацию, выбор и размещение трансформаторных подстанций различных напряжений, схемы их присоединения к источникам питания.

Подстанции на напряжение 35…110/10 кВ проектируют и строят в соответствии с типовыми схемами первичных соединений. На ответвительных подстанциях применяют блочные схемы

Разнообразие этих факторов может приводить к большому числу вариантов схем с различными технико-экономическими показателями.

Принимаем к рассмотрению на подстанции схему блока линия-трансформатор с выключателями в цепях трансформаторов и неавтоматической перемычкой из разъединителей, так как подстанция «Куликовская» является ответвительной. Один из разъединителей должен находится в отключенном состоянии, так как при КЗ на одной из отпаек из работы релейной защитой будут выведены обе питающие линии.

Перемычкой из разъединителей можно присоединить оба трансформатора к одной линии при ремонте второй.

Установка выключателей в цепях трансформатора обусловлена тем, что длина питающих линий W1 и W2 составляет соответственно 5,26 и 10,3км, то есть линии короткие и возникновение на данных линиях повреждений характеризуется малой вероятностью, в отличие от трансформаторов, повреждения у которых случаются более часто.

Рис.4.1- Схема блока линия-трансформатор с выключателями в цепях трансформаторов и неавтоматической перемычкой из разъединителей.

Преимущества данной схемы заключатся в ее простоте и экономичности, возможности обеспечения необходимой надежности электроснабжения потребителей различной категории. Вместе с тем схема обладает достаточной оперативной гибкостью, что делает бесперебойным электроснабжение потребителей при проведении различного вида работ на подстанции.

5. Собственные нужды подстанции

5.1 Выбор схемы собственных нужд подстанции

Рис. 5.1 - схема питания с.н. подстанции с оперативным переменным током.

Применяем схему на переменном оперативном токе. В этой схеме трансформаторы собственных нужд ТСН-1 и ТСН-2 присоединяются отпайкой к вводу главных трансформаторов. Это необходимо для возможности управления выключателями 10кВ при полной потере напряжения на шинах 10кВ. Шины 0,4кВ секционируются. Питание оперативных цепей переменного тока осуществляется от шин н.н. через стабилизаторы TS с напряжением на выходе 220В.

Определяем нагрузку собственных нужд подстанции:

Таблица 5.1 - собственные нужды подстанции.

Вид потребителя	Количество	Мощность на единицу, кВ	cos	Нагрузка
				Pуст, кВ	Qуст, квар
Подогрев выключателей и приводов (на три полюса): ВМУЭ-35Б-25	3	1,46	0,85	4,4	-
Подогрев шкафов КРУН	15	1	1	15	-
Подогрев приводов разъединителей	18	0,6	1	10,8	-
Отопление, освещение, вентиляция ОПУ	1	60	1	60	-
Освещение ОРУ 35кВ	1	1	1	1	-
Подогрев релейного шкафа	1	1	1	1	-
ИТОГО:		92,2	-

Определяем активную мощность:

, (5.1)

где Р - полная нагрузка, кВар.

.

Определяем расчетную нагрузку:

,

где К_с - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. Принимаем К_с=0,8.

.

Определяем мощность трансформаторов собственных нужд:

,

где К_п - коэффициент допустимой аварийной перегрузки, принимаем К_п=1,4.

.

Принимаем два трансформатора ТМ-100/10 с номинальной мощностью

S_ном=.

6. Расчет токов короткого замыкания

Расчет ведем в именованных единицах.

6.1 Определение сопротивлений элементов электрической сети

Таблица 6.1 - Протяженность и сопротивление линий, питающих ТП

№ участка	Длина участка, км	Марка провода	Полное сопротивление участка, Ом
1-2	20,4	АС-70	0,4
2-3	25	АС-70	0,4

Рис. 6.1 - Расчетная схема электрической сети

Рис.6.2 - Схема замещения для расчета токов

Определяем результирующее сопротивление до точки К₁ при 3-х фазном к.з.

Находим сопротивление системы:

, (6.1)

.

Находим сопротивление линии 1:

Размещено на http://www.allbest.ru/

(6.2)

.

Находим сопротивление линии 2:

.

Так как сопротивление Х_л1 и Х_л2 расположены параллельно, то результирующее сопротивление линии равно:

, (6.3)

.

Результирующее сопротивление до точки К₁ равно:

, (6.4)

.

Определяем результирующее сопротивление до точки К₁ при 3-х фазном к.з., приведенное к напряжению на шинах низкого напряжения трансформатора 35/10кВ:

, (6.5)

.

Сопротивление обмотки высшего напряжения трансформатора 35/10кВ:

.

Результирующее сопротивление до точки К₂ при 3-х фазном к.з.:

.

Определяем результирующее сопротивление до точки К₃.

Сопротивление обмотки низшего напряжения трансформатора 35/10 кВ приведенное к напряжению на шинах низшего напряжения:

, (6.6)

.

Результирующее сопротивление до точки К₃ при 3-х фазном к.з.:

, (6.7)

.

6.2 Определение периодической составляющей тока

Определяем периодическую составляющую 3-х фазного тока к.з. в точке К₁:

, (6.8)

.

где - сверхпереходная э.д.с. возникающая в начальный момент короткого замыкания.

Определяем периодическую составляющую 3-х фазного тока к.з. в точке К₂:

.

Определяем периодическую составляющую 3-х фазного тока к.з. в точке К₃:

.

6.3 Расчет ударного тока

Определяем ударный ток в точке К₁:

, (6.9)

где - ударный коэффициент при напряжении 35кВ.

.

Определяем ударный ток в точке К₂:

, (6.10)

где - при напряжении 10кВ.

.

Определяем ударный ток в точке К₃:

.

6.4 Расчет теплового импульса

Расчет теплового импульса проводим для проверки электрооборудования на термическую стойкость.

Расчет теплового импульса в точке К₁: на стороне 35кВ предусматриваем установку маломасляных выключателей наружной установки типа ВМУЭ-35Б-25 с полным временем отключения .

Определяем время отключения к.з. в точке К₁:

, (6.11)

где - время действия релейной защиты (дифференциальной).

.

Определяем постоянную времени затухания апериодической составляющей тока к.з. в точке К₁: .

Определяем тепловой импульс тока к.з. в точке К₁:

, (6.12)

.

6.5 Расчет нормальных и максимальных токов на стороне В.Н., и Н.Н. трансформатора

Определяем расчетные токи на стороне В.Н. трансформатора:

, (6.13)

где - максимальная нагрузка на стороне В.Н. трансформатора,

- номинальное напряжение на стороне В.Н. трансформатора,

2 - учитывает количество трансформаторов на подстанции.

.

, (6.14)

.

Определяем расчетные токи на стороне Н.Н. трансформатора:

,

.

Таблица 6.2 - Расчетные токи КЗ

Элемент сети, место КЗ	Максимальный режим
	кА	кА	Вк
I СШ 35 кВ (т.К1)	1,83	4,2	0,66
I СШ 10 кВ (т.К2)	1	2,26	0,17
I СШ 0,4 кВ (т.К3)	0,9	2,03	0,13

7. Выбор конструкции распределительных устройств В.Н. и Н.Н. подстанции

Для реконструкции подстанции необходимо выбрать распределительное устройство на стороне высокого и низкого напряжения необходимое для обеспечения надежности работы, безопасности и удобства обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.

На стороне 35кВ выбираем открытое распределительное устройство (ОРУ).

На стороне 10кВ выбираем комплектное распределительное устройство наружной установки типа К-59 (табл. 3.5), предназначенное для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока промышленной частоты 50 Гц и 60 Гц напряжением 10 кВ и комплектования распределительных устройств 10 кВ подстанций различного назначения, в том числе подстанций сетевых, подстанций для объектов промышленности, подстанций нефтепромыслов, подстанций для питания сельскохозяйственных потребителей и т.д.

КРУ серии К-59 имеет различные климатические исполнения как наружной так и внутренней установки в зависимости от предполагаемых условий эксплуатации.

Выбираем КРУН серии К-59У1 для эксплуатации на открытом воздухе в условиях умеренного климата по следующим параметрам:

по напряжению установки , 10кВ=10кВ;

по максимальному току , 289А<630А;

по конструкции (наружной установки).

Технические данные КРУН серии К-59У1:

номинальное напряжение ;

номинальный ток главных цепей ячеек ;

тип встроенного выключателя: масляный, вакуумный, элегазовый;

габаритные размеры:

высота 2725мм,

глубина 3100мм,

ширина одной ячейки 750мм.

8. Выбор и проверка электрических аппаратов подстанции

8.1 Выбор выключателей

Выбор выключателей на стороне 35кВ

Выбираем маломасляные выключатели наружной установки типа ВМУЭ-35Б-25 исходя из условий:

;

.

Технические данные выключателя ВМУЭ-35Б-25:

номинальное напряжение U_ном=35кВ;

номинальный ток I_ном=1000 А;

номинальный ток отключения I_{отк ном}=25 кА;

параметры сквозного тока к.з.:

ток электродинамической стойкости i_дин=64 кА, I_дин=25 кА,

ток термической стойкости I_тер=25 кА;

время протекания тока термической стойкости t_тер=4с;

полное время отключения t_{отк В}=0,075с;

собственное время отключения t_cв=0,05с.

Проверяем выключатель на симметричный ток отключения:

принимаем

1,83 кА<25 кА - условие выполняется.

Проверяем выключатель на термическую стойкость:

(8.1)

- условие выполняется.

Выбранные выключатели подходят по всем условиям.

Выбор выключателей на стороне 10кВ

Выбираем маломасляные выключатели наружной установки типа ВММ-10-10 исходя из условий: трансформатор электрический подстанция

;

.

Технические данные выключателя ВММ-10-10:

номинальное напряжение U_ном=10кВ;

номинальный ток I_ном=400 А;

номинальный ток отключения I_{отк ном}=10 кА;

параметры сквозного тока к.з.:

ток электродинамической стойкости i_дин=25 кА, I_дин=10 кА,

ток термической стойкости I_тер=10 кА;

время протекания тока термической стойкости t_тер=4с;

полное время отключения t_{отк В}=0,12с;

собственное время отключения t_cв=0,09с.

Проверяем выключатель на симметричный ток отключения:

принимаем

1 кА<10 кА - условие выполняется.

Проверяем выключатель на отключение апериодической составляющей тока к.з. на стороне 10кВ,

(8.2)

(8.3)

где - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. на стороне 10кВ,

, (8.4)

.

1кА<10кА-условие выполняется.

2,26кА<25кА-условие выполняется.

Проверяем выключатель на термическую стойкость:

- условие выполняется.

Выбранные выключатели подходят по всем условиям.

8.2 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей на стороне 35кВ.

Выбираем разъединители наружной установки типа РДЗ-35/1000У1, исходя из условий:

, 35кВ=35кВ;

, 45,4 А<1000А;

, 90,8 А<1000А.

Проверяем разъединитель на электродинамическую стойкость:

, 45,4А<63кА - условие выполняется.

Проверяем разъединитель на термическую стойкость.

Проверяем главные ножи:

,

, (8.5)

.

.

, - условие выполняется.

Проверяем заземляющие ножи:

,

, - условие выполняется.

Выбранные разъединители проходят по всем условиям.

8.3 Выбор измерительных приборов на подстанции

Выбор трансформаторов тока:

Рис.8.1 - Измерительные приборы на подстанции.

Выбираем щитовые электроизмерительные приборы:

Таблица 8.1 - Приборы подстанции

Наименование прибора	Тип	Класс точности	Потребляемая мощность обмотки, ВА	Размеры, мм
			тока	напряжения
Амперметр	Э-335	1,0	0,5	-	120х120х85
Вольтметр	Э-335	1,0	-	2	120х120х85
Ваттметр	Д-335	1,5	0,5	1,5	120х120х96
Счетчик активный	СА3-И674	1,0	2,5	3,0 Вт	340х183х126
Счетчик реактивный	СР4-И676	1,5	2,5	3,0 Вт	340х183х126

Выбор трансформаторов тока на стороне 35кВ.

Выбираем трансформаторы тока наружной установки типа ТФЗМ35-У1, исходя из условий:

, 35кВ=35кВ;

, 45,4А<400А;

, 90,8А<400А.

По конструкции и классу точности.

Проверяем трансформатор тока на термическую стойкость:

.

.

, - условие выполняется.

Проверяем трансформатор тока по вторичной нагрузке.

Определяем сопротивление измерительной обмотки трансформатора тока:

, (8.6)

.

Определяем мощность потребляемую приборами .

Таблица 8.2 - Мощность приборов на стороне 35Кв

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
Амперметр	Э-335	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5
Счетчик активный	СА3-И674	2,5
Счетчик реактивный	СР4-И676	2,5
Итого:		6

Определяем общее сопротивление приборов:

, (8.7)

.

Определяем допустимое сопротивление проводов:

. (8.8)

Сопротивление контактов принимаем исходя из числа установленных приборов: .

.

Определяем сечение соединительных проводов:

, (8.9)

Принимаем ,

.

Принимаем контрольный кабель с медными жилами КРВГ сечением 2,5 мм².

Выбранные трансформаторы тока проходят по всем условиям.

Выбор трансформаторов тока на стороне 10кВ

Выбираем трансформаторы тока внутренней установки типа ТЛК10-У3, исходя из условий:

, 10кВ=10кВ;

, 144,5А<400А;

, 289А<400А;

По конструкции и классу точности.

Проверяем трансформатор тока на электродинамическую стойкость:

, 2,66кА<52кА - условие выполняется.

Проверяем трансформатор тока на термическую стойкость:

.

.

.

, - условие выполняется.

Проверяем трансформатор тока по вторичной нагрузке.

Определяем сопротивление измерительной обмотки трансформатора тока:

.

Определяем мощность потребляемую приборами .

Таблица 8.3 - Мощность приборов на стороне 10кВ

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
Амперметр	Э-335	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5
Счетчик активный	СА3-И674	2,5
Счетчик реактивный	СР4-И676	2,5
Итого:		6

Определяем общее сопротивление приборов:

.

Определяем допустимое сопротивление проводов:

Сопротивление контактов принимаем исходя из числа установленных приборов: .

Определяем сечение соединительных проводов:

Принимаем ,

.

Принимаем контрольный кабель с медными жилами КРВГ сечением 2,5 мм².

Выбранные трансформаторы тока проходят по всем условиям.

Выбор трансформаторов напряжения.

Таблица 8.3 - Технические данные приборов на подстанции.

Прибор	Тип	S одной обмотки, В·А	Число обмоток	cosц	sinц	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							Р, Вт	Q,В·А
Вольтметр (сборные шины)	Э-335	2	1	1	0	1	2	-
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	0	1	3	-
Счетчик активный	Ввод 10кВ от трансформатора	И-674	3Вт	2	0,38	0,925	1	6	14,5
Счетчик реактивный		И-673	3Вт	2	0,38	0,925	1	6	14,5
Счетчик активный	Линии 10кВ	И-674	3Вт	2	0,38	0,925	10	60	145
Счетчик реактивный	Линии 10кВ	И-674	3Вт	2	0,38	0,925	10	60	145
Итого:		137	319

Так как на стороне 10кВ применено комплектное РУ наружной установки, выбираем трансформатор напряжения 3НОЛ.09-10У2 U_ном=10кВ S_{2 ном} =75В•А в классе точности 0,5.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения первой секции:

_?= (8.10)

_?=

Три трансформатора напряжения соединенных в звезду имеют мощность 3*75=225В·А, что меньше S_2?. Поэтому предусматриваем установку дополнительно двух однофазных трансформаторов НОЛ.08-10У2 соединенных по схеме открытого треугольника общей мощностью 2*75=150В·А.

Полная мощность всех установленных трансформаторов равна 225+150=375В·А, что больше S_2?=347В·А.

Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5.

Общая мощность трансформаторов напряжения на первой секции шин будет равна 375*6=2250В·А.

Выбор трансформатора напряжения на второй секции шин производится аналогично.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимают контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5мм², по условиям механической прочности.

9. Выбор проводников на подстанции

9.1 Выбор сборных шин распределительного устройства

Выбор сечения шин на стороне 35кВ:

Выбор сечения шин производим по нагреву (по допустимому току):

, 45,4А<295А;

где - допустимый ток на шины выбранного сечения.

Выбираем алюминиевые шины трубчатого сечения (алюминиевые трубы) с техническими данными:

внутренний диаметр ,

наружный диаметр ,

допустимый ток .

Выбираем опорные изоляторы наружной установки типа С-10-200.

Выбор сечения шин на стороне 10кВ:

Выбор сечения шин производим по нагреву (по допустимому току):

, 144,5А<195А.

Выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения с техническими данными:

размеры шины (153)мм²=(1,50,3)см²,

сечение одной полосы ,

допустимый ток .

Согласно § 1.3.28 ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений по экономической плотности тока не проверяются.

Проверяем сборные шины на термическую стойкость по условию:

.

.

, (9.1)

где С - функция, для алюминиевых шин, С= 91 А•с^1/2/мм²;

.

, 4,5мм²<45мм² - условие выполняется.

Проверяем сборные шины на механическую прочность.

Определяем пролет между изоляторами l при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц:

Шины на изоляторах расположены плашмя, отсюда момент инерции:

(9.2)

.

Определяем длину пролета между опорными изоляторами шинной конструкции:

, (9.3)

,

.

Шины механически прочны, если выполняется условие:

,

где - допустимое механическое напряжение в материале шин, для алюминия ,

- напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента, МПа:

, (9.4)

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

а - расстояние между фазами, принимаем равное 0,8м.

Определяем момент сопротивления шины:

, (9.5)

Определяем напряжение в материале шины:

.

, 1,3МПа<40МПа - условие выполняется, следовательно, шины механически прочны.

Выбираем проводники от низкой стороны трансформатора до распределительного устройства:

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения.

. (9.6)

.

Принимаем АС - 95/16,

Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 95мм.

Проверка шин на схлестывание не производится, т. к. <

Проверка на термическое действие тока к.з. не производится, так как шины расположены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка по условиям коронирования.

Начальная критическая напряженность:

, (9.7)

Напряженность вокруг провода:

(9.8)

Здесь принято т. к. на шинах электростанции поддерживается напряжение.

(9.9)

<

Таким образом, провод АС - 95/16 по условиям короны подходит.

Токоведущие части от выводов 10 кВ блочного трансформатора до сборных шин выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока

(9.10)

Принимаем два провода в фазе АС - 95/16, наружный диаметр 7,7мм, допустимый ток

Проверяем провода по допустимому току:

<,

Проверку на термическое действие тока не производим.

Проверку на коронирование также не производим.

9.2 Выбор изоляторов КРУН

Выбираем проходные изоляторы наружной установки типа ИП-10/630-750, исходя из условий:

, 10кВ=10кВ;

, 144,5А < 630А.

Технические данные изолятора ИП-10/630-750:

номинальное напряжение ,

номинальный ток ,

разрушающая нагрузка на изгиб .

Проверяем изоляторы по допустимой нагрузке (по механической прочности):

, (9.11)

где - сила, действующая на изолятор,

- допустимая нагрузка на головку изолятора:

, (9.12)

.

Для проходных изоляторов расчетная сила:

, (9.13)

где - изгибающее усилие на изолятор.

Так как шины расположены по вершинам прямоугольного треугольника, определяем изгибающее усилие на изолятор:

, (9.14)

.

Определяем расчетную силу, действующую на изолятор:

.

Проверяем изоляторы по условию:

, 2,94Н<4500Н - условие выполняется, следовательно, изоляторы по механической прочности подходят.

Выбираем опорные изоляторы внутренней установки типа ИО-10-3,75, исходя из условия:

, 10кВ=10кВ.

Технические данные изолятора ИО-10-3,75:

номинальное напряжение ,

разрушающая нагрузка на изгиб .

Проверяем изоляторы по допустимой нагрузке (по механической прочности):

. (9.15)

Определяем допустимую нагрузку на головку изолятора:

, (9.16)

.

Расчетная сила определяется по формуле:

, (9.17)

где - поправочный коэффициент на высоту шины:

, (9.18)

где Н_из - высота изолятора,

.

Для нашего случая высота изолятора и установленной на него шины равна:

, (9.19)

.

Определяем поправочный коэффициент на высоту шины:

.

Определяем расчетную силу:

.

Проверяем изоляторы по условию:

, 6,38Н<2250Н - условие выполняется, следовательно, изоляторы по механической прочности подходят.

Выбираем проходные изоляторы внутренней установки типа ИП-10/630-750, исходя из условий:

, 10кВ=10кВ;

, 144,5А < 630А.

Технические данные изолятора ИП-10/630-750:

номинальное напряжение ,

номинальный ток ,

разрушающая нагрузка на изгиб .

Проверяем изоляторы по допустимой нагрузке (по механической прочности):

,

Определяем допустимую нагрузку на головку изолятора:

.

Расчетная сила определяется по формуле:

,

Определяем изгибающее усилие на изолятор:

.

Определяем расчетную силу, действующую на изолятор:

.

Проверяем изоляторы по условию:

, 2,9Н<4500Н - условие выполняется, следовательно, изоляторы по механической прочности подходят.

Размещено на Allbest.ru

...