Эксплуатация масляных трансформаторов на мобильной подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Выбор типа, числа и мощности силовых трансформаторов

Так как на всех подстанциях в составе нагрузки имеются потребители первой категории, предусматриваем установку двух трансформаторов на каждой подстанции. Тогда мощность каждого из трансформаторов должна соответствовать условию:

,

где S - полная мощность нагрузки.

ПС1:

ПС1:

ПС1:

ПС1:

Предусматриваем к установке трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой с паспортными величинами с РПН в нейтрали ±16%; ± 9 ступеней.

Таблица 1.1

ПС№	Тип трансформатора	Sном, МВА	Сочетание напряжений	Рхх, МВт	Ркз, МВт	Uk, %	Ixx, %	Rт, Oм	Хт, Ом
			ВН	НН
1	ТРДН-25000/110	25	115	6,3	0,025	0,12	10,5	0,75	2,54	55,5
2	ТРДН-32000/110	32	115	10,5	0,032	0,145	10,5	0,75	1,87	43,39
3	ТДН-10000/110	10	115	11	0,014	0,06	10,5	0,9	7,94	138,86
4	ТРДН-25000/110	25	115	10,5	0,025	0,12	10,5	0,75	2,54	55,5

Находим приведенные сопротивления к высшей стороне трансформатора.

 [2, с.239, ф.11-2]

[2, с.240, ф.11-5]

1.

2.

3.

4.

2. Приведение нагрузок к высшей стороне трансформаторов (максимальный режим)

2.1 Нагрузка на низшей стороне задана активной мощностью и задан cosц

Тогда

S = P/cosц;

.

1.

2.

3.

4.

2.2 Потери мощности в обмотках трансформаторов, с учетом того, что нагрузку они распределяют поровну, а трансформаторов два

[2, с.247, ф.11-9]

1.

2.

3.

4.

2.3 Приведенная мощность S'пр (без учета потерь холостого хода)

[2, с.247, ф.11-10]

1.

2.

3.

4.

2.4 Потери мощности на холостом ходу

[2, с.246, ф.11-7]

1.

2.

3.

4.

2.5 Приведенная мощность к высшей стороне

1.

2.

3.

4.

Таблица 2.1

№ ПС	Единицы измерения	1	2	3	4
Тип и мощность трансформаторов		ТРДН-25000/110	ТРДН-32000/110	ТДН-10000/110	ТРДН-25000/110
		Режим работы сети
		Макс.	Мин.	Макс.	Мин.	Макс.	Мин.	Макс.	Мин.
Количество трансформаторов		2	2	2	2
P	МВт	25,5	18,36	4,02	28,94	10,4	7,49	22,2	15,98
Q	МВАр	13,54	9,9	20,6	15,6	5,31	4,04	11,36	8,63
ДPм	МВт	0,08	0,04	0,14	0,08	0,04	0,02	0,06	0,03
ДQм	МВАр	1,72	0,91	3,35	1,77	0,72	0,38	1,3	0,69
P'пр	МВт	25,58	18,4	40,34	29,02	10,44	7,51	22,26	16,01
Q'пр	МВАр	15,26	10,81	23,95	17,37	6,03	4,42	12,66	9,32
ДPхх	МВт	0,05	0,05	0,064	0,064	0,028	0,028	0,05	0,05
ДQхх	МВАр	0,375	0,375	0,48	0,48	0,18	0,18	0,375	0,375
Pпр	МВт	25,63	18,45	40,404	29,084	10,47	7,538	22,31	16,06
Qпр	МВАр	15,635	11,185	24,43	17,85	6,21	4,6	13,035	9,695

Г-образная схема замещения (эквивалентная для двух трансформаторов, сопротивления разделить на "2")

Рис. 2.1

Рис. 2.2

Рис. 2.3

3. Разработка вариантов схем электрической сети района системы

По заданным координатам подстанций в масштабе М1:106 (в 1 мм - 1км) найдем место расположения подстанций и наметим два различных варианта схемы электрической сети.

В первом варианте используем радиальную схему сети с одноцепными и двухцепными линиями.

Во втором варианте используется схема сети магистраль с элементом кольца.

Рис. 3.1

Рис. 3.2

4. Электрический расчет сети в максимальном режиме нагрузок до определения потерь и уровней напряжения

4.1 Расчет первого варианта

4.1.1 Расчет линии 2-4

Линия двухцепная, длиною 15 км. Uном= 110 кВ. Мощность в конце линии

Ток линии

Так как линия двухцепная, то ток нормального режима в одной линии равен:

Расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов:

трансформатор электрический сеть напряжение

где бi - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам;

бт - коэффициент, зависящий от времени использования максимальной нагрузки Тmax , номинального напряжения линии и коэффициента участия в максимуме нагрузки.

Принимаем железобетонные опоры и по [5.с.280] для второго района по гололеду выбираем сечения проводов в каждой цепи 95 мм² с предельной экономической нагрузкой на одну цепь 105 А (Iэ = 105 А > Iр = 71,4 А). Принимаем провод 2ЧАС-95/16 с допустимым током I0 доп = 330 А, что больше тока нормального режима работы тока общей нагрузки I = 136 А, который будет проходить в одной цепи, при отключении другой. R0 = 0,299 Ом/км и d = 13,5 мм. Выбираем опору, конструктивную схему которой приводим на рисунке 4.1 для подсчета среднего геометрического расстояния между фазами - Дср.г.

Рис. 4.1.1

Индуктивное сопротивление на 1 км

[2.с.70.ф.3-6]



Емкостная проводимость линии на 1 км:

[2.с.213.ф.10-5]

Эквивалентное сопротивление линии:

[2.с.67.ф.3-1]

[2.с.72.ф.3-9]

где Ѕ учитывает число цепей в линии.

Зарядная мощность на одном конце ЛЭП

[2.с.215.ф.10-8б]



Рис. 4.1.2

4.1.2 Расчет линии 2-1

(Линия одноцепная в остальном расчет подобен)

L=20 км

Мощность в конце линии 2-1 равна Sпр ПС1 за вычетом мощности, приходящей из другого района системы.

Ток линии

Так как линия одноцепная, то ток нормального режима в одной линии равен:

Расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов:

По [5.с.280] принимаем провод для одноцепной ЛЭП сечением 240 мм2 с предельной экономической нагрузкой Iэ = 370 А > Iр = 348,6 А.

Хотя линия и одноцепная, но ее нужно проверить по нагреву не только по току нормального режима, но и аварийному, так как отклонение линии связи с другим районом увеличит ее загрузку до Sпр ПС1.

Принимаем провод АС-240/39 с Iо доп = 610 А, что больше токов Iр=348,6 А и Iав = 157,58 А.

R0 = 0,122 Ом/км d = 21,6 мм

Конструктивная схема опоры.

Рис. 4.1.3

Рис. 4.1.4

4.1.3 Расчет линии 2-3

Линия двухцепная, длиною 29 км. Uном= 110 кВ. Мощность в конце линии 2-3 равна сумме

Ток линии

Так как линия двухцепная, то ток нормального режима в одной линии равен:

Расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов:

Выбираем сечение проводов в каждой цепи 95 мм2 с предельной экономической нагрузкой на одну цепь 105 А (Iэ = 105 А > Iр = 97,9 А). Принимаем провод 2ЧАС-95/16 с допустимым током I0 доп = 330 А, что больше I = 186,5 А и Iнорм = 93,25 А.

R0 = 0,299 Ом/км d = 13,5 мм



Рис. 4.1.5.

4.1.4 Расчет линии С-2

Линия двухцепная, длиною 40 км. Uном= 110 кВ. Мощность в конце линии С - 2 равна

Ток линии

Так как линия двухцепная, то ток нормального режима в одной линии равен:

Расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов:

Выбираем сечение проводов в каждой цепи 120 мм² с предельной экономической нагрузкой на одну цепь 150 А (Iэ = 150 А > Iр = 131,25 А). Принимаем провод 2ЧАС-120/19 с допустимым током I0 доп = 380 А, что больше I = 250 А и Iнорм = 125 А.

R0 = 0,245 Ом/км d = 15,2 мм

Рис. 4.1.6.

4.2 Расчет второго варианта

4.2.1 Нагрузки узлов в максимальном режиме и расчет потокораспределения в нем в нормальном режиме работы

ПС2 - балансирующий узел, по которому и "разрежем" замкнутую сеть, превратив ее в линию с двусторонним питанием.

Рис. 4.2.1.

Проверка: находим поток 2' - 4 относительно точки 2.

Результат совпал с предыдущим, значит, расчет потокораспределения был правильным.

4.2.2 Расчет потокораспределения в аварийных режимах и выявление для каждой линии наиболее тяжелого режима.

Рис. 4.2.2.

4.2.3 Выбор сечений проводов линий, проверка их по нагреву в нормальном и наиболее тяжелом для данной линии аварийных режимах

Таблица 4.2.1.

ЛЭП	Номинальный режим работы	Наиболее аварийный	Iр	Экономическое сечение	Предельная экономическая нагрузка	Принятое сечение	I0 доп
	P+jQ	S	I	Sав	Iав
-	МВА	МВА	А	МВА	А	А	мм2	-	-	А
2-3	4,02+j5,52	6,83	35,85	35,5	186,35	37,64	70	55>37,64	АС-70/11	265>35,85 265>186,35
3-1	26,448+j12,69	29,33	154	59,6	312,86	161,7	150	185>161,7	АС-150/24	445>154 445>312,86
1-4	27,92+j11,675	30,26	158,85	59,6	312,86	166,8	150	185>166,8	АС-150/24	445>158,85 445>312,86
4-2'	5,612-j1,36	5,77	30,29	34	178,48	31,9	70	55>31,9	АС-70/11	265>30,29 265>178,48

4.2.4 Определение параметров линий Дср.г.=4510 мм

Таблица 4.2.2.

ЛЭП	R0	d	X0	B0	l	R	X	Qзар/2
	Ом/км	мм2	Ом/км	См/км	км	Ом	Ом	МВАр
2-3	0,420	11,4	0,433	2,62*10-6	29	12,18	12,56	0,46
3-1	0,194	17,1	0,408	2,78*10-6	34	6,6	13,87	0,57
1-4	0,194	17,1	0,408	2,78*10-6	25	4,85	10,2	0,42
2'-4	0,420	11,4	0,433	2,62*10-6	15	6,3	6,5	0,24

4.2.5 Нагрузки узлов с учетом зарядной мощности

4.2.6 Расчет потокораспределения в нормальном режиме работы по нагрузкам узлов с учетом зарядной мощности и по формулам с учетом сопротивления линий

Рис. 4.2.3.

Поток головного участка 2-3



Проверка:

Результат совпал с ранее вычисленным по первому закону Кирхгофа, следовательно, все потокораспределение найдено правильно.

4.2.7 Определение потерь мощности и выполнение их сноса на балансирующий узел



Рис. 4.2.4.

4.2.8 Расчет линии С-2

Линия двухцепная, длиною 40 км. Uном= 110 кВ. Мощность в конце линии С-2 равна

Ток линии

Так как линия двухцепная, то ток нормального режима в одной линии равен:

Расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов:

Выбираем сечение проводов в каждой цепи 120 мм2 с предельной экономической нагрузкой на одну цепь 150 А (Iэ = 150 А > Iр = 144,375 А). Принимаем провод 2ЧАС-120/19 с допустимым током I0 доп = 380 А, что больше I = 275 А и Iнорм = 144,375 А.

R0 = 0,245 Ом/км d = 15,2 мм

Рис. 4.2.5.

5. Окончательная разработка схем подстанций

Согласно норм технологического проектирования сетей, исходя из числа присоединений (число ЛЭП + число трансформаторов, вида подстанций, напряжения на высшей стороне подстанций, принимаем следующие схемы подстанций на высшем напряжении:

- Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны шин (В-1: ПС4);

- Мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях линии (В-1: ПС1; В-2: ПС4);

- Одна секционированная система шин с обходной с отдельным секционным и обходным выключателями (В-1: ПС2, ПС3; В-2: ПС1, ПС2, ПС3)

- Две рабочие системы шин с обходной (ПС "С" в обоих вариантах, так как предполагается, что это мощная узловая подстанция с большим числом присоединений. В сравнении же вариантов учтем только число ячеек выключателей ЛЭП для данного района сети: в варианте 1: 2 ячейки; в варианте 2: 2 ячейки.

6. Технико-экономическое сравнение вариантов и выбор з них наивыгоднейшего варианта

В сравнении не будем учитывать трансформаторы и потери в них, распределительные устройства низшего напряжения, так как они в обоих вариантах одинаковы. Расчетные приведенные затраты, без учета ущерба от недоотпуска электроэнергии

З = 0,12К + Иа,р + Ипот, [2, стр. 84, ф. 4-17]

где К - капитальные затраты получаемые умножением УПС на число единиц оборудования и учитывая Кувел = 35 стоимости по сравнению с УПС на год составления справочника.

Иа,р - ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание.

ба,р - ежегодная норма

Ипот - стоимость потерянной электроэнергии.

Ипот = ДРфв

ДР - потери в часы максимального режима;

ф - время наибольших потерь. Без учета влияния cosц определим по формуле:



в - стоимость потерянного кВтч равная 1,05 руб./кВтч или 1050 руб./МВтч.

При расчетах двух вариантов была использована программа ПК Microsoft Excel, таблицы прилагаются. Найдем наивыгоднейший из вариантов схем по формуле:

Так как первый вариант экономичнее второго варианта на 10,75%, то выбираем первый вариант и ведем дальнейший расчет для первого варианта.

7. Определение потерь и уровней напряжения для выбранного варианта в максимальном режиме нагрузок потребителей

Расчет ведем по формулам:

[2, с. 226, ф. 10-14]

[2, с. 223, ф. 10-11]

Верхние знаки относятся для мощностей P+jQ, нижние для мощностей P-jQ, но в данном проекте таких мощностей не оказалось. Исходное напряжение задано в узле "С" Uc = 114 кВ, поэтому с него и начинаем.

Как видно из результата поперечная составляющая в сети 110 кВ на результат расчета не влияет. Результат за счет ее изменился на 0,07 кВ.

Uкон2-1 = Uнач2-3 = Uнач2-4 = UконС-2 = 110,24 кВ

Уровни напряжения подстанций: "С" - 114 кВ; ПС1 - 113,18 кВ; ПС2 - 110,24 кВ; ПС3 - 108,08 кВ; ПС4 - 109,42 кВ

8. Электрический расчет нормального режима работы электрической сети в минимальном режиме нагрузок потребителей

8.1 Расчет линий в минимальном режиме нагрузок потребителей

8.1.1 Расчет линии 2-4

Линия двухцепная, длиною 15 км. Uном = 110 кВ. Мощность в конце линии

Рис. 8.1.1.

8.1.2 Расчет линии 2-1

Линия одноцепная, длиною 20 км. Мощность в конце линии 2-1 равна Sпр ПС1 за вычетом мощности, приходящей из другого района системы.

Рис. 8.1.2.

8.1.3 Расчет линии 2-3

Линия двухцепная, длиною 29 км. Uном= 110 кВ. Мощность в конце линии 2 - 3 равна сумме



Рис. 8.1.3.

8.1.4 Расчет линии С-2

Линия двухцепная, длиною 40 км. Uном= 110 кВ. Мощность в конце линии С - 2 равна

Рис. 8.1.4.

8.2 Определение потерь и уровня напряжений на подстанциях в минимальном режиме нагрузок потребителей

Uc = 112 кВ

Uкон2-1 = Uнач2-3 = Uнач2-4 = UконС-2 = 110,6 кВ

Уровни напряжения подстанций: "С" - 112 кВ; ПС1 - 114,02 кВ; ПС2 - 110,6 кВ;

ПС3 - 108,69 кВ; ПС4 - 110,01 кВ;

8.3 Проверка выбранных сечений

Таблица 8.1.

Наименование линии	P+jQ	S	U	I	Марка и сечение провода	I0 доп	Примечание
-	МВА	МВА	кВ	А	мм2	А	-
С-ПС2	8,352+j13,04	15,49	112	79,94	2*АС - 120/19	380>79,94	Проходит
ПС2-ПС1	64,51+ j 26,775	69,85	114,02	353,69	АС - 240/39	610>353,69	Проходит
ПС2-ПС3	27,548+ j14,7	31,22	108,69	165,84	2*АС - 95/16	330>165,84	Проходит
ПС2-ПС4	16,12+ j8,805	18,38	110,01	96,46	2*АС - 95/16	330>96,46	Проходит

9. Электрический расчет одного наиболее тяжелого послеаварийного режима работы при максимальных нагрузках потребителей

9.1 Расчет линий

За наиболее тяжелый послеаварийный режим работы при максимальных нагрузках потребителей принимаем решение при обрыве линии С - ПС2.

9.1.1 Расчет линии С-2

Расчет выполнен аналогично пункту 4.1.4.

Рис. 9.1.1.

9.2 Определение потерь и уровней напряжения на подстанциях

Uc = 113 кВ

Uкон2-1 = Uнач2-3 = Uнач2-4 = UконС-2 = 105,21 кВ

Уровни напряжения подстанций: "С" - 113 кВ; ПС1 - 108,31 кВ; ПС2 - 105,21 кВ;

ПС3 - 102,95 кВ;ПС4 - 104,36 кВ;

9.3 Проверка выбранных сечений

Таблица 9.1.

Наименование линии	P+jQ	S	U	I	Марка и сечение провода	I0 доп	Примечание
-	МВА	МВА	кВ	А	мм2	А	-
С-ПС2	37,97+j32,75	50,14	113	256,48	2*АС - 120/19	380>256,48	Проходит
ПС2-ПС1	57,57+j22,115	61,67	108,31	329,12	АС-240/39	610>329,12	Проходит
ПС2-ПС3	30,9+j17,85	35,69	102,95	200,39	2*АС - 95/16	330>200,39	Проходит
ПС2-ПС4	22,43+j12,715	25,78	104,36	142,79	2*АС - 95/16	330>142,79	Проходит

10. Выбор ответвлений трансформаторов и определение напряжения на низшей стороне подстанций

Согласно ПУЭ в часы максимальных нагрузок напряжение не должно быть не ниже 105% номинального напряжения сети. В проекте три подстанции имеют нагрузку на стороне 10 кВ, и одна нагрузку на стороне 6 кВ. тогда желаемое напряжение будет:

Общая формула коэффициента трансформации:

Максимальное возможное число ступеней регулирования у этих трансформаторов М = ±9. Диапазон регулирования ± 16%. Тогда, величина одной ступени регулирования будет равна

или

Uном НН =10,5 кВ на ПС2, ПС4. На ПС1 = 6,3 кВ. На ПС3 = 11 кВ.

Произведем дальнейший расчет для ПС2. (Для остальных результат сведем в таблицу 10.1).

Напряжение на высшей стороне трансформаторов ПС2 UВС = 110,24 кВ. Напряжение на высшей стороне условного идеального трансформатора:



Мощности взяты из таблицы 2.1., сопротивления из таблицы 1.1. данного курсового проекта. "2" учитывает, что нагрузка распределена на два трансформатора.

Желаемый коэффициент трансформации:

Поставим вместо "М" неизвестное число ступеней "Х" со знаком (-), так как Кж < Кном, а само выражение "К" приравняем к Кж.

Отсюда: Х = (115-10,04Ч10,5)/2,05 = 4,67 ступеней. Округляем до целого числа в большую сторону, так как перед "Хст" стоял (-), а "К" надо получить < Кж. Принимаем Хст = 5. Тогда принятый коэффициент трансформации равен:

Напряжение на низшей стороне ПС2 будет равно:

Определим номер положения переключателя ответвлений. Номинальному коэффициенту соответствует N1 + M = 1 + 9 =10.

Номер рабочего ответвления равен:

Nном - Хприн = 10 - (-5) = 15

Рис. 10.1.

Таблица 10.1.

№ПС	Тип и мощность трансформаторов	Количество трансформаторов	Сопротивления отнесенные к ВС	-	-	P'пр	Q'пр	UВС	ДUТ	U'ВС	Принятый коэффициент трансформации	№ положения переключателя	UНС
			Rт	Xт
-	-	-	Ом	Ом	-	-	МВт	МВАр	кВ	кВ	кВ	-	-	кВ
1	ТРДН-25000/110	2	2,54	55,5	Режим работы сети	Макс	25,58	15,26	113,18	3,86	109,32	115-3 Ч 1,78% / 6,3	13	6,33
						Мин.	18,4	10,81	114,02	2,49	111,53	115+1 Ч 1,78% / 6,3	9	6
						Авар	25,58	15,26	108,31	4,02	104,29	115-6 Ч 1,78% / 6,3	16	6,4
2	ТРДН-32000/110	2	1,87	43,39		Макс	40,34	23,95	110,24	4,78	105,46	115-5 Ч1,78% / 10,5	15	10,57
						Мин.	29,02	17,37	110,6	3,51	107,09	115-1 Ч 1,78% / 10,5	11	9,95
						Авар	40,34	23,95	105,21	4,97	100,24	115-8 Ч 1,78% / 10,5	18	10,68
3	ТДН-10000/110	2	7,94	138,86		Макс	10,44	6,03	108,08	4,06	104,02	115-6 Ч 1,78% / 11	16	10,64
						Мин.	7,51	4,42	108,69	2,73	105,96	115-8 Ч 1,78% / 11	18	10
						Авар	10,44	6,03	102,95	4,23	98,72	115-8 Ч 1,78% / 11	18	10,51
4	ТРДН-25000/110	2	2,54	55,5		Макс	22,26	12,66	109,42	3,33	106,09	115-5 Ч 1,78% / 10,5	15	10,63
						Мин.	16,01	9,32	110,01	2,11	107,9	115-2 Ч 1,78% / 10,5	12	10
						Авар	22,26	12,66	104,36	3,47	100,89	115-7 Ч 1,78% / 10,5	17	10,52

11. Выбор главной схемы ПС "У" и схемы собственных нужд

Согласно норм технического проектирования и исходя из числа присоединений (число ЛЭП + число трансформаторов, в данном случае число присоединений составляет одиннадцать) на высшем напряжении принимаем одну секционированную систему шин с обходной с раздельным секционным и обходным выключателем. Схема обладает достаточной оперативной гибкостью и экономической целесообразностью, так как требует меньше капиталовложений по сравнению с другими схемами со сборными шинами. Данная схема обеспечивает условия вывода любого выключателя высокого напряжения в ремонт без перерыва питания.

На стороне 10 кВ, учитывая что силовые трансформаторы имеют расщепленную обмотку низшего напряжения, принимаем две одиночно секционированных системы шин. В целях ограничения токов КЗ секционный выключатель в нормальном режиме работы находиться в отключенном состоянии. Так как каждый трансформатор работает на свою секцию сборных шин, то в случае повреждения одного из трансформаторов на секционный выключатель действует устройство АВР.

На всех двухтрансформаторных подстанциях 35-750 кВ устанавливается два трансформатора собственных нужд. Так как на подстанциях 110-220 кВ с числом элегазовых выключателей 110 кВ три и более применяется постоянный оперативный ток, то для питания оперативных цепей на ПС "У" будет приниматься постоянный оперативный ток, получаемый от одной аккумуляторной батареи, схема питания собственных нужд показана на рисунке 11.1.



Рис. 11.1

12. Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов КЗ производим в относительных единицах. Принимаем Sб = 1000 МВА. Расчетная схема определения токов КЗ представлена на рис.12.1.

Рис. 12.1

Параметры элементов цепи:

Т1 и Т2 : ТРДН - 32000/110; 32 МВА; Uк% = 10,5.

W1 : l1 = 40 км x0 = 0,408 Ом/км. [П.4.1.1.ПЗ]

W2 : l2 = 29 км x0 = 0,416 Ом/км. [П.4.1.1.ПЗ]

W3 : l1 = 20 км x0 = 0,393 Ом/км. [7.С.139.(т.3.3)]

Sном С1 = Sном С2 = Sном С3 = ?

SКЗ1 = 4000 МВА; SКЗ2 = 4100 МВА; SКЗ3 = 3800 МВА;

Принимаем Э.Д.С. систем за единицу:

Е*1'' = 1; Е*2'' = 1; Е*3'' = 1;

Определяем сопротивление систем:

[7.С.142.(т.3.5)]

Определяем сопротивления ЛЭП:

линии W1

линии W2

линии W3

Сопротивления обмоток трансформаторов:

[7.С.137.(т.3.2)]

Находим сопротивления трансформаторов:

Схема замещения для расчета токов К.З. приведена на рис.12.2.



Рис. 12.2.

12.1 Короткое замыкание в точке К-1

Схема замещения представлена на рис.12.3.

Рис. 12.3.

Дальнейший расчет ведем в табличной форме:

Таблица 12.1.

Источники	Система С1	Система С2	Система С3
Xрез	0,87	0,7	0,85
, кА
Е1*''	1	1	1
, кА
, кА	5,77	7,17	5,9
КУ [7.c.161.T(3.7)]	1,608	1,608	1,608
, кА
Ta,с [7.c.161.T(3.7)]	0,02	0,02	0,02
?? = 0,01+tСВ, с	0,01+0,035=0,045	0,01+0,035=0,045	0,01+0,035=0,045
e-??/Ta [7.c.163. (рис.3.7)]	0,11	0,11	0,11
, кА

12.2 Короткое замыкание в точке К-2

Схема замещения представлена на рис.12.4.

Рис. 12.4.

Рис. 12.5.



,,

Рис. 12.6.

Дальнейший расчет ведем в табличной форме.

Таблица 12.2.

Источники	Система С1	Система С2	Система С3
Xрез	20,71	16,46	20,06
, кА
Е1*''	1	1	1
, кА
, кА	2,66	3,34	2,75
КУ [7.c.161.T(3.7)]	1,82	1,82	1,82
, кА
Ta,с [7.c.161.T(3.7)]	0,05	0,05	0,05
?? = 0,01+tСВ, с	0,01+0,035=0,045	0,01+0,035=0,045	0,01+0,035=0,045
e-??/Ta [7.c.163. (рис.3.7)]	0,41	0,41	0,41
, кА

Составляем сводную таблицу токов К.З. для выбора электрических аппаратов и токоведущих частей:

Таблица 12.3.

Точки К.З.	Uср В точке КЗ, кВ	Источники	Iп.0 , кА	Iпt , кА	iу , кА	iat , кА
К-1	115	Система С-1 Система С-2 Система С-3 Суммарное значение	5,77 7,17 5,9 18,84	5,77 7,17 5,9 18,84	13,12 16,3 13,42 42,84	0,9 1,11 0,92 2,93
К-2	10,5	Система С-1 Система С-2 Система С-3 Суммарное значение	2,66 3,34 2,75 8,75	2,66 3,34 2,75 8,75	6,85 8,6 7,01 22,46	1,54 1,93 1,6 5,07

13. Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей и измерительных приборов цепи ввода силового трансформатора на стороне 10 кВ

13.1 Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей и измерительных приборов цепи ввода от силового трансформатора на стороне 10 кВ

13.1.1 Выбор токоведущих частей

Ошиновка на стороне 10 кВ выполняется жесткими шинами.

Определяем ток нормального режима:

[7.с.214(4-10)]

Определяем ток аварийного режима.

[7.с.214(4-7)]

Выбираем ошиновку по допустимому току.

Предусматриваем к установке однополосные шины (80*8) с сечением одной полосы 640 мм² и IДОП = 1320А.

IДОП = 1320А > IМАХ = 1231,68А.

Проверка ошиновки на термическую стойкость.

Тепловой импульс при трехфазном КЗ:

Температура ошиновки до КЗ:

По кривой [7.c.198.(рис.3-46)] определяем fH = 54О С

,

где k - коэффициент, учитывающий удельное сопротивление и эффективную теплоемкость.

По кривой [7.c.198.(рис.3-46)] определяем ?к = 630 С, что меньше допустимой температуры для алюминиевых шин 2000 С

Проверка на механическую прочность.

Длина пролета / , при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц.

А) Для варианта расположения полос "на ребро".

, [7.c.231.(4.15)]

[7.c.232.(т.4.2)]

Б) Для варианта расположения полос "плашмя".

Второй вариант расположения полос позволяет увеличить длину пролета до 1,414 м. принимаю вариант расположения полос "плашмя" с длинной пролета 1,414 м и расстоянием между фазами а = 0,8 м.

Сила взаимодействия между полосами

[7.c.234.(4.20)]

Напряжение в материале полос

[7.c.235.(4.21)]



Таким образом, ошиновка устойчива ко всем видам повреждений.

13.1.2 Выбор изоляторов

Расчетная сила при горизонтальном расположении фаз равна

kh = 1, так как полосы ошиновки расположены "плашмя".

По условию механической прочности

Выбираю изолятор ИО-10-3,75 УЗ с FРАЗР = 3750 Н и UНОМ = 10кВ [8.c.282.(т.5.7)].

13.1.3 Выбор выключателя

Выбор и проверку выключателя произвожу в форме таблицы 13.1.1.

Таблица 13.1.1.

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВБЭК-10-20/630 УХЛ2
Uуст = 10,5 кВ	Uном = 10 кВ
Iмах = 154,51 А	Iном = 630 А
Iп.t. = 8,75 кА	Iотк,ном = 20 кА
Iп.0 = 8,75 кА	Iпр.с = 20 кА
iat = 5,91 кА
iу = 22,46 кА	iпр.с = 52 кА
Bк = 22,56 кА2с

Выключатель ВБЭК-10-20/630УХЛ2 имеет встроенный электромагнитный привод.

13.1.4 Выбор трансформаторов тока

Выбор и проверку трансформатора тока производим в форме таблицы 13.1.2.

Таблица 13.1.2

Расчетные данные	Каталожные данные
	ТПОЛ-10-1000У3
Uуст = 10,5 кВ	Uном = 10 кВ
Iмах = 1231,68 А	Iном = 1000 А
iу = 22,46 кА	Не проверяется
Bк = 22,56 кА2с	(kт ? Iном)2 ? tT = (27 ? 1)2 ? 3 = 2187 кА2с

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке определяем нагрузку создаваемую приборами, подключенными к нему. Расчет производим в виде таблицы 13.1.3.

Таблица 13.1.3.

№	Прибор	Тип	Нагрузка на фазы, ВА
			А	В	С
1.	Амперметр	Э-514/3	0,5	0,5	0,5
2.	Ваттметр	MIC-2090W	0,5	0,5	0,5
3.	Варметр	MIC-2090W	0,5	0,5	0,5
4	Счетчик активной энергии	MIC-2090W	2,5	2,5	2,5
5.	Счетчик реактивной энергии	MIC-2090W	2,5	2,5	2,5
	ИТОГО		6,5	6,5	6,5

Общее сопротивление приборов:

[7.с.380]

rПРИБ - сопротивление приборов

I2 - номинальный вторичный ток трансформатора тока, равный 5 А.

Допустимое сопротивление проводов:

rпр = z2ном - rПРИБ - rк = 0,8 - 0,26 - 0,1 = 0,44 Ом,

где z2ном - номинальная вторичная нагрузка ТТ в классе точности 0,5 равна 0,8 Ом

rк - сопротивление контактов.

Так как трансформаторы тока соединены в полную звезду, то lрасч = l = 4 м.

где lрасч - длинна соединительных проводов от трансформаторов тока до приборов, принимается по таблице [7.с.379].

[7.с.379]

Принимаем к установке трансформатор тока типа ТПОЛ-10-1000-У3. Принимаем контрольный кабель с медными жилами сечением 2,5 мм² марки КВВБП.

Следует учесть, что соединение каждого из силовых трансформаторов с шинами 10 кВ будет состоять из двух одинаковых цепей рассмотренных в данном пункте.

13.2 Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей и измерительных приборов в цепи отходящей кабельной линии на стороне 10 кВ.

Ток аварийного режима:

13.2.1 Выбор выключателя

Выбор и проверку выключателя производим в форме таблицы 13.2.1.

Таблица 13.2.1

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВБЭК-10-20/630 УХЛ2
Uуст = 10,5 кВ	Uном = 10 кВ
Iмах = 154,51А	Iном = 630 А
Iп.t. = 8,75 кА	Iотк,ном = 20 кА
Iп.0 = 8,75 кА	Iпр.с = 20 кА
iat = 5,91 кА
iу = 22,46 кА	iпр.с = 52 кА
Bк = 22,56 кА2с

Выключатель ВБЭК-10-20/630 УХЛ2 имеет встроенный электромагнитный привод.

13.2.2 Выбор трансформатора тока

Выбор и проверку трансформатора тока производим в форме таблицы 13.2.2.

Таблица 13.2.2.

Расчетные данные	Каталожные данные
	ТЛК-10-200-У3
Uуст = 10,5 кВ	Uном = 10 кВ
Iмах = 154,51 А	Iном = 200 А
iу = 22,46 кА	Iдинам = 52 кА
Bк = 22,56 кА2с	(kт ? Iном)2 ? tT = (20 ? 0,2)2 ? 1 = 16 кА2с

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке определяем нагрузку создаваемую приборами, подключенными к нему. Расчет производим в виде таблицы 13.2.3.

Таблица 13.2.3.

№	Прибор	Тип	Нагрузка на фазы, ВА
			А	В	С
1.	Амперметр	Э-514/3	0,5	0,5	0,5
2.	Счетчик активной энергии	MIC-2090W	2,5	2,5	2,5
3.	Счетчик реактивной энергии	MIC-2090W	2,5	2,5	2,5
	ИТОГО		5,5	5,5	5,5

Общее сопротивление приборов:

[7.с.380]

rприб - сопротивление приборов.

I2 - номинальный вторичный ток ТТ, равный 5 А

Допустимое сопротивление проводов:

rпр = z2ном - rПРИБ - rк = 0,4 - 0,22 - 0,05 = 0,13 Ом,

где z2ном - номинальная вторичная нагрузка ТТ в классе точности 0,5 равна 0,4 Ом

rк - сопротивление контактов.

Так как трансформаторы тока соединены в полную звезду, то lрасч = l = 4 м.

где lрасч - длинна соединительных проводов от трансформаторов тока до приборов, принимается по таблице [7.с.379].

[7.с.379]

Принимаем к установке трансформатор тока типа ТЛК-10-200-У3. Принимаем контрольный кабель с медными жилами сечением 2,5 мм² марки КВВБП.

13.3 Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей и измерительных приборов в цепи отходящей воздушной линии на стороне 10 кВ.

Ток аварийного режима:

13.3.1 Выбор выключателя

Выбор и проверку выключателя производим в форме таблицы 13.3.1.

Таблица 13.3.1.

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВВТП-10-10/630 У2
Uуст = 10,5 кВ	Uном = 10 кВ
Iмах = 61,58А	Iном = 630 А
Iп.t. = 8,75 кА	Iотк,ном = 10 кА
Iп.0 = 8,75 кА	Iпр.с = 10 кА
iat = 5,91 кА
iу = 22,46 кА	iпр.с = 25 кА
Bк = 22,56 кА2с

Выключатель ВВТП-10-10/630 У2 имеет встроенный электромагнитный привод.

13.3.2 Выбор трансформатора тока

Выбор и проверку трансформатора тока производим в форме таблицы 13.3.2.

Таблица 13.3.2.

Расчетные данные	Каталожные данные
	ТЛК-10-200-У3
Uуст = 10,5 кВ	Uном = 10 кВ
Iмах = 61,58 А	Iном = 200 А
iу = 22,46 кА	Iдинам = 52 кА
Bк = 22,56 кА2с	(kт ? Iном)2 ? tT = (20 ? 0,2)2 ? 1 = 16 кА2с

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке определяем нагрузку создаваемую приборами, подключенными к нему. Расчет производим в виде таблицы 13.3.3.

Таблица 13.3.3.

№	Прибор	Тип	Нагрузка на фазы, ВА
			А	В	С
1.	Амперметр	Э-514/3	0,5	0,5	0,5
2.	Счетчик активной энергии	MIC-2090W	2,5	2,5	2,5
3.	Счетчик реактивной энергии	MIC-2090W	2,5	2,5	2,5
	ИТОГО		5,5	5,5	5,5

Общее сопротивление приборов:

[7.с.380]

rприб - сопротивление приборов.

I2 - номинальный вторичный ток ТТ, равный 5 А

Допустимое сопротивление проводов:

rпр = z2ном - rПРИБ - rк = 0,4 - 0,22 - 0,05 = 0,13 Ом,

где z2ном - номинальная вторичная нагрузка ТТ в классе точности 0,5 равна 0,4 Ом

rк - сопротивление контактов.

Так как трансформаторы тока соединены в полную звезду, то lрасч = l = 4 м.

где lрасч - длинна соединительных проводов от трансформаторов тока до приборов, принимается по таблице [7.с.379].

[7.с.379]

Принимаем к установке трансформатор тока типа ТЛК-10-200-У3. Принимаем контрольный кабель с медными жилами сечением 2,5 мм² марки КВВБП.

13.4 Выбор сборных шин распределительного устройства 10 кВ и аппаратов, присоединенных к ним

Так как распределение нагрузки по шинам неизвестно, выбор шин производится по току самого мощного присоединения.

Ток нормального режима.

[7.с.214(4-10)]

Определяем ток аварийного режима.

[7.с.214(4-7)]

13.4.1 Выбор сборных шин

Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, поэтому выбор сечения производим по допустимому току. Так как Imax < 3000 А и Imax = 1231,68 А принимаем к установке однополосные шины (80Ч8) с IДОП = 1320 А и сечением одной полосы 640 мм². Из пункта 13.1. видно, что выбранные шины устойчивы ко всем видам повреждений.

13.4.2 Выбор изоляторов

Выбираем изолятор типа ИО-10-3,75 У3 с Fразр = 3750 Н и Uном = 10 кВ [8.c.282.(т.5.13.)], который согласно 13.1 удовлетворяет условиям механической прочности.

13.4.3 Выбор трансформатора напряжения

Предварительно принимаем к установке трансформатор напряжения НТМИ-10-66У3 с U1ном = 10 кВ, U2ном = 100 В, U3ном = 100/v3, Sном = 120 ВА - при классе точности 0,5 [8.c.336.(т.5.13.)].

Для окончательного выбора трансформатора напряжения необходимо рассчитать суммарную мощность измерительных приборов, подключаемых к нему. Расчет суммарной мощности приборов производим в таблице 13.4.1.

Таблица 13.4.1.

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток	cosц	sinцц	Число приборов	Общая мощность
							P, Вт	Q, Вар
Вольтметр	Э-515/3	3	1	1	0	2	6	-
Ваттметр	MIC-2090W	1,5	2	1	0	1	12	-
Варметр	MIC-2090W	1,5	2	1	0	1	12	-
Счетчик активной энергии	MIC-2090W	2	2	0,38	0,925	6	24	58,2
Счетчик реактивной энергии	MIC-2090W	2	2	0,38	0,925	6	24	58,2
ИТОГО	78	116,4

Расчет вторичной нагрузки трансформатора напряжения.

Трансформатор напряжения НТМИ-10-66У3 не удовлетворяют условию, S2У = 140,1>Sном, поэтому принимаем к установке два трансформатора напряжения: НТМИ-10-66У3 с U1ном = 10 кВ, U2ном = 100 В, U3ном = 100/v3, Sном = 120 ВА - при классе точности 0,5 и ЗНОЛ. 08-10У3 с U1ном = 10 кВ, U2ном = 100 В, U3ном = 100/v3, Sном = 75 ВА - при классе точности 0,5 [8.c.335.(т.5.13.)] на каждую секцию сборных шин, тогда

S2У = 140,1 < Sном = 120 + 75 = 195 ВА следовательно, будет работать в заданном классе точности.

13.5 выбор аппаратов остальных цепей по номинальным параметрам

13.5.1 Сторона 10 кВ

1. Выбор предохранителей в цепи трансформаторов напряжения.

Выбираем предохранитель ПКТ 101-10-16-31,5У3 с UНОМ = 10 кВ и IНОМ = 16 А.

2. Выбор ограничителя перенапряжений.

Выбираем ограничитель перенапряжений ОПН-10-10(II) с Uном =10 кВ.

13.5.2 Выбор аппаратов в нейтрали силового трансформатора

В сети 110 кВ принимается эффективное заземление нейтрали силовых трансформаторов с возможностью разземления по указанию диспетчера энергосистемы. Для заземления нейтрали трансформатора выбираем заземляющий однополюсный разъединитель типа ЗОН-110М-II-У1. Для защиты силового трансформатора от коммутационных перенапряжений принимаем ограничитель перенапряжений...