Проектирование подстанции "Сатурн" в г. Рыбинск

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

"Саратовский государственный технический университет имени Гагарина Ю.А."

Факультет Энергетический

Направление 13.03.02 Электроэнергетика и электротехника

Профиль Электроснабжение

Кафедра Электроснабжение промышленных предприятий

Выпускная квалификационная работа

Проектирование подстанции "Сатурн" в г. Рыбинск

Выполнил

студент группы б1ЭЛЭТ41

Балакин М.М.

Руководитель проекта

д.т.н., проф. С.Ф. Степанов

Саратов 2015



Введение

Целью выпускной квалификационной работы является закрепление студентом знаний, полученных в ходе обучения на направлении "Электроэнергетика и электротехника".

Главной задачей проектирования является разработка электрической части районной понизительной трансформаторной подстанции для питания промышленных и гражданских потребителей.

В области разработки подстанций 35 - 220 кВ накоплен обширный опыт. Схемы высоковольтных подстанций 35 - 220 кВ унифицированы. Широко применяется использование комплектных трансформаторных подстанций.

Выпускная квалификационная работа выполнена в соответствии с требованиями нормативных документов. Использованы типовые решения и наработки, рекомендованные соответствующей литературой.



1. Краткая характеристика объекта проектирования

Проектируемая районная понизительная подстанция предназначена для преобразования и распределения электроэнергии между потребителями. Так как на подстанции предусмотрено подключение потребителей I и II категории, на ней следует установить два силовых трансформаторов.

Трансформаторная подстанция - это электроустановка, предназначенная для приёма и распределения электроэнергии, содержащая коммутационную аппаратуру, сборные шины, измерительные приборы, устройства защиты и автоматики, устройства заземления и молниезащиты. Схема подстанции предусматривает подключение каждого трансформатора к соответствующей секции шин на низшем и среднем напряжении. Секционный выключатель в нормальном режиме отключен.

Рассматриваемая подстанция "Сатурн" находится в г. Рыбинск Ярославской области в европейской части России. Климатическая зона по гололедным нагрузкам III. Подстанция питает электроэнэргией НПО "Сатурн", специализирующееся на выпуске авиационных двигателей, и городских потребителей.

Исходные данные.

Система (С1):

мощность КЗ системы: (МВА),

номинальное напряжение (кВ).

Генераторы ГЭС (G1 - G4) типа ТГВ-300 [3]:

номинальная мощность гидрогенераторов: (МВт),

номинальное напряжение: (кВ),

сверхпереходное реактивное сопротивление:

Трансформаторы (Т3, Т4) типа ТДЦТН-63000/220 [3]:

номинальная мощность трансформаторов: (МВА).

Трансформаторы (Т9, Т10) типа ТДТН-25000/220 [1]:

номинальная мощность трансформаторов: (МВА).

Нагрузка

Н1: (МВА).

Длина линий:

линия W2: (км),

линия W4: (км).

линия W5: (км).

Характеристика потребителей проектируемой подстанции:

максимальная суммарная нагрузка: (МВт),

коэффициент мощности нагрузки потребителей: ,

номинальное высшее напряжение:(кВ),

номинальное среднее напряжение: (кВ),

номинальное низшее напряжение: (кВ),

количество отходящих линий на стороне СН: штук,

количество отходящих линий на стороне НН: штук.

Нагрузка потребителей по категориям:

количество потребителей I категории: (%),

количество потребителей II категории: (%),

количество потребителей III категории: (%).

Графики нагрузок заданы в виде таблицы 1.1.



Таблица 1.1 ? Графики нагрузок в процентах от максимальной активной нагрузки

Время суток, часы	Активная нагрузка, %
	Потребители, подключенные к РУ НН	Потребители, подключенные к РУ СН
	зимой	летом	зимой	летом
0-6	40	30	70	60
6-12	100	70	100	80
12-18	90	80	80	70
18-24	70	40	90	50

Исходные данные для проектирования заземляющего устройства:

удельное сопротивление слоев земли (Ом·м), (Ом·м), толщина верхнего слоя земли (м).



2. Обработка графиков нагрузок потребителей

Электрическая нагрузка отдельных потребителей, а следовательно и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электростанций в энергосистеме, непрерывно меняется. Принято отражать этот факт графиком нагрузки, т.е. диаграммой изменения мощности энергоустановки во времени.

По заданным суточным графикам в относительных единицах (P/Pmax) и максимальной нагрузки на шинах пониженного напряжения (Smax) строим зимний и летний суточные графики на шинах всех напряжений.

Мощность проектируемой ПС составляет 20 МВт (Cosц=0,8); мощности обмоток СН и НН равны между собой и составляют по 50% мощности обмотки ВН. Активная мощность, потребляемая обмотками среднего и низшего напряжения:

(2.1)

(МВт),

(МВт).

Полученные значения активной мощности для каждой из обмоток выражены через полную мощность:

(2.2)

(МВА),

(МВА).

Типовые суточные графики нагрузки обмоток по активной мощности представлены на рисунках 2.1 - 2.6.

Рисунок 2.1 Суточный график нагрузок обмоток НН зимой

Рисунок 2.2 Суточный график нагрузок обмоток НН летом

Рисунок 2.3 Суточный график нагрузок обмоток СН зимой

Рисунок 2.4 Суточный график нагрузок обмоток СН летом

Рисунок 2.5 Суточный график нагрузок обмоток ВН зимой

Рисунок 2.6 Суточный график нагрузок обмоток ВН летом

По зимнему суточному графику найден коэффициент заполнения графика для всех обмоток трансформатора по формуле:

, (2.3)

где Wсут - энергия, прошедшая по обмоткам ВН, СН или НН за сутки;

Pmax - максимальное суточное значение активной мощности соответствующих обмоток.

kН.НН=(4+10+9+7)/4/10=0,75;

kН.СН=0,85;

kН.ВН=0,8.

Так как проектируемая ПС находится в Ярославской области, для построения годового графика нагрузки обмоток трансформатора по активной мощности год условно разделён на 183 зимних и 182 летних суток. Годовой график представлен на рисунках 2.7 - 2.9.

Рисунок 2.7 - Годовой график нагрузки обмотки НН по часам

Рисунок 2.8 - Годовой график нагрузки обмотки СН по часам

Рисунок 2.9 - Годовой график нагрузки обмотки ВН по часам

По годовому графику рассчитаны параметры режима работы каждой обмотки трансформаторов ПС по формулам:

(2.4)

(2.5)

, (2.6)

(2.7)

где Wгод - энергия, прошедшая по обмоткам ВН, СН или НН за год; Pmax - максимальное годовое значение активной мощности соответствующих обмоток; Pi - мощность определённой обмотки за период ti; Tим - число часов использования максимума; фнб - время наибольших потерь. Рассчитанные параметры занесены в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Параметры режима работы обмоток трансформаторов ПС за год

	Wгод; МВт•ч	Pср; МВт	kН	Тим	фнб
				ч
ВН	354018	40,41	0,65	6134,4	4763,84
СН	201672	23,02	0,75	6572,4	5346,54
НН	152346	17,39	0,7	5696,4	4214,76

3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на проектируемой подстанции

На проектируемой ПС установлены два трёхобмоточных трансформатора на высшее напряжение 220 кВ.

Номинальная мощность трансформаторов выбрана исходя из условия параллельной работы и условия перегрузки в случае отказа одного из трансформаторов:

(3.1)

(3.2)

где Smax - мощность проектируемой ПС в режиме наибольших нагрузок, Кном - коэффициент нагрузки трансформатора в номинальном режиме; nтр - количество трансформаторов на ПС; S(I,II) - суммарная мощность приёмников I и II категории, подключённых к ПС; Кав - коэффициент принятой допустимой аварийной перегрузки.

Согласно [1], если нагрузка в доаварийном режиме не превышала 93% номинальной, а длительность максимума нагрузки не превосходит 6 часов в сутки (рисунок 1), аварийная длительная перегрузка силовых масляных трансформаторов в течение не более 5 суток допускается на 40 %.

Sном?25/0,93/2=13,44 (МВА);

Sном?17,5/1,4=12,5 (МВА).

Для класса напряжения 220 кВ меньший по мощности трансформатор ТДТН-25000/220/35/10 с большим запасом проходит критерии выбора, поэтому сравнивать его с трансформатором большей мощности не нужно.

Годовые потери в трансформаторе рассчитаны по формуле:

,(3.3)

где Sном - номинальная мощность трансформатора, Smax - наибольшая за год мощность соответствующей обмотки.

; (3.4)

, (3.5)

где и - приведённые потери холостого хода и короткого замыкания соответствующей обмотки трансформатора; фнб - время наибольших потерь соответствующей обмотки трансформатора (таблица 2.1).

Параметры трансформаторов приняты по [2]:

Sном = 25000 кВА, ?Pхх = 50 кВт, ?Pкз(в-н) = 135 кВт, ?Qхх = 300 квар, uкз%(в-с) = 12,5%, uкз%(в-н) = 20%, uкз%(с-н) = 6,5%.

По формуле (3.6) рассчитаны реактивные потери короткого замыкания.

Qкз=Sном·Uкз/100, (3.6)

где Qкз(В-С)=3,125 Мвар; Qкз(В-Н)=5 Мвар; Qкз(С-Н)=1,625 Мвар.

?P'кз(В-С) = 135+0,08•3125=385 кВт;

?P'кз(С-Н) = 265 кВт;

?P'кз(В-Н) = 535 кВт;

?P'хх = 50+0,08•300=74 кВт.

?Wгод= 3506173,278 кВт•ч.

Для выбранного трансформатора рассчитан чистый дисконтированный доход:

ЧДД=УПtбt-K, (3.7)

где Пt - прибыль от использования проекта на t-ом году (доход за вычетом всех издержек, налогов и сборов), бt - коэффициент дисконтирования на t-ом году (величина, обратно зависимая от нормы дохода на капитал), K - сумма дисконтированных незаёмных капиталовложений в проект.

Стоимость оборудования принята по [3] с учётом коэффициента удорожания для 2015 года По [3] стоимость двух трансформаторов ТДТН-25000/220/35/10 будет составлять 36 млн. рублей. Горизонт расчёта принят равным 13 годам (включая 5 лет c момента ввода ПС в эксплуатацию). Капиталовложения приняты полностью незаёмными и разделены на 3 года строительства, в течение которых ПС не функционирует.Средняя рентабельность производства ПС с трансформаторами на 25 МВА определена по формуле:

,(3.8)

где ?ПВ - валовая прибыль за определённый промежуток расчётного периода; ?КП - стоимость производственных фондов за определённый промежуток расчётного периода; t - расчётный период (период эксплуатации ПС, входящий в горизонт расчёта).

РПЗ.%= 60,84 %.

Средняя рентабельность продукции ПС с трансформаторами на 25 МВА определена по формуле:

,(3.9)

где ?ПЧ - чистая прибыль от реализации на t-году.

РПД.%= 123,87 %.

Такая высокая рентабельность объясняется учетом только капиталовложений в трансформаторы. Остальное оборудование не учтено.

Рост ЧДД варианта по годам отображён графически на рисунке 3.1, рассчитанные технико-экономические показатели занесены в таблицу 3.1.

Рисунок 3.1 - ЧДД трансформатора за 13 лет с начала строительства ПС

Таблица 3.1 - Технико-экономические показатели выбранных трансформаторов

Показатель	Единицы измерения	ТДТН-25000/220/35/10
Напряжение	кВ	220/35/10
Мощность	МВ•А	25
Средняя рентабельность продукции	%	60,84
Средняя рентабельность производства	%	123,84
ЧДД нарастающим итогом	тыс.руб.	100434,62
Срок окупаемости	лет	4

Т.к. выбранные трансформатор имеет большой запас по номинальной мощности, проводить проверку на максимально допустимые систематические нагрузки и аварийные перегрузки нецелесообразно.



4. Выбор главной схемы электрических соединений

Главная схема электрических соединений подстанции - это совокупность основного электрооборудования (трансформаторы, линии, выключатели, разъединители и т.д.), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.

Типовые решения проектируемых РУ приняты по [3].

Схема РУ ВН

Т.к. со стороны ВН подстанция является тупиковой и отсутствует необходимость секционирования сети, РУ ВН выполняется по схеме 220-4Н - Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии.

Схема РУ СН и НН

РУ СН и НН для районных понизительных подстанций выполняется одиночной секционированной выключателем системой сборных шин (Рисунок 4.1).

Работа схемы:

в нормальном режиме выключатели В1 и В2 включены. Ремонтная перемычка разомкнута разъединителями QS5 и QS. Разъединители QS1, QS2, QS3, QS4, QS5, QS6, QS9, QS10, QS13, QS14 замкнуты. Питание потребителей осуществляется двумя высоковольтными линиями W1 и W2 через выключатели и разъединители, а затем через трансформаторы;

при выводе в ремонт линии W1 (W2) или ее повреждении отключается выключатель В1 (В2) и трансформатор T1 (T2) на некоторое время остается без питания, при этом на стороне низшего напряжения действием устройств автоматического включения резервного питания (АВР) будут включены секционные выключатели В10 и В20 и электроснабжение потребителей не нарушится;

при повреждении линии W1 (W2) защита отключает выключатели на низшей стороне трансформатора В11, В18 (В9, В19) и на высшей стороне В1 (В2). После этого на стороне высшего напряжения будут включены разъединители QS5, QS6, на стороне низшего напряжения действием АВР будут включены секционные выключатели Q10, Q20 и электроснабжение потребителей не нарушится.

Схема ОРУ 35 кВ "Одна рабочая секционированная выключателем система шин", схема КРУН 10 кВ "Одна рабочая секционированная выключателем система шин".

Рисунок 4.1 ? Главная схема электрических соединений



5. Расчет токов короткого замыкания

Расчеты токов КЗ производятся для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки установок релейной защиты и автоматики.

Основная цель расчета токов короткого замыкания состоит в определение периодической составляющей тока КЗ для наиболее тяжелого режима сети. Учет апериодической составляющей производят приближенно, допуская при этом, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе.

Выбрано расчетное время КЗ, которое необходимо для:

проверки электрооборудования на электродинамическую стойкость - tрасч = 0 с. (для определения периодической слагающей тока трехфазного КЗ) и tрасч = 0,01 с. (для ударного тока трехфазного КЗ);

проверки электрооборудования на термическую стойкость, вычислено по формуле:

где расчетное время срабатывания релейной защиты (определяется по условиям селективности); можно принять равным (с.);

собственное время отключения выключателя вместе с приводом, можно принять равным (с).

0,19 (с.)

проверка выключателей на отключающую способность вычисляют по формуле:



(5.2)

(с.)

Для заданной схемы сетевого района (рисунок 5.1) составлена однолинейную схему замещения (рисунок 5.2), в которую вошли все источники питания, участвующие в питании места КЗ, и все элементы электроснабжения (трансформаторы, воздушные линии), расположенные между источниками и местом КЗ. В схему не вошли нагрузки, так как они удалены от места КЗ и практически не участвуют в "подпитки" КЗ.

Рисунок 5.1 Схема сетевого района

Расчеты сопротивлений для однолинейной схемы произведены в относительных единицах с приближенным приведением, так как они являются наиболее удобными при исследовании сложных схем с несколькими ступенями напряжений.

В расчетах для упрощения индекс (*) опущен, так как все полученные значения сопротивлений даются в относительных единицах и приведены к базовым условиям.



Рисунок 5.2 Однолинейная схема замещения сетевого района

Приняты базисные условия:

(МВА), (кВ),

(5.3)

Iб (кА).

Расчет сопротивлений генераторов (G1 - G4) Х2, Х3, Х4, Х5 выполняют по формуле:

(5.4)

Х2=Х3=Х4=Х5=

где ? сверхпереходное сопротивление генератора.

Расчет сопротивлений трансформаторов (Т3, Т4) Х7, Х8, Х10, Х11, выполнен по формуле:



(5.5)

где ? напряжение КЗ соответствующей обмотки, (кВ);

? количество трансформаторов. X7=X8, X10=X11.

(5.6)

(5.7)

(%).

Расчет сопротивлений трансформатора (Т9) Х13, Х14, Х15 ведется аналогично

(%),

(%),

(%).

Х13=2,15

Х14=0,05

Х15=1,25

Расчет сопротивлений линий (W2, W4, W5) выполнен по формуле:



, (5.8)

где среднее удельное сопротивление воздушных линий на 1 км длины, по [3, таблица 3.3] для линий 6 - 220 кВ .

;

;

.

Выполнен расчет сопротивления системы (C1) по формуле:

(5.9)

5.1 Расчет токов КЗ для точки К1

Путем постепенного преобразования схема замещения приведена к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питания или группа источников, характеризующиеся определенным значением результирующей ЭДС, были связаны с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением (рисунок 5.3).



Рисунок 5.3 ? Преобразованная схема замещения относительно точки К1

Для упрощения схемы, найдено сопротивление XG:

XG=(X2·X3/( X2+ X3)+X7+X10)/2=(32,267/2+0,85+0,496)/2=8,739;

и сопротивление ХС:

XC=X1+X6+X9=0,5+0,794+0,226=1,52.

Результирующее сопротивление относительно места КЗ

Хрез.К1=Х12+(ХС·XG)/(XC+XG)=1,577.

Приняв относительное значение периодической составляющей тока в месте КЗ за единицу, найдены коэффициенты распределения, т.е. доля участия в токе КЗ каждого источника, СС и СТЭЦ, по рассчитаны по формуле, принимая .

(5.10)



Cc

(5.11)

(5.12)

Найдены начальные значения периодических составляющих тока КЗ по ветвям:

для системы (С1):

(5.13)

(кА)

для гидрогенераторов:

Так как , то искомая величина , определена по расчетным кривым [2]

для (с.):

для (с.):

Вычислены периодические составляющие тока КЗ по ветвям в именованных единицах для :

для (с.):

(5.14)

(кА)

для (с.):

(кА),

где ? общее количество генераторов, 4 штуки.

Вычислен суммарный ток КЗ в точке К1 :

(5.15)

(кА),

(кА).

Найден ударный ток, который наступает обычно через 0,01 (с.) после начала процесса КЗ :

(5.16)

(кА),

где ? ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени цепи КЗ, принято: , [4].

Найдена апериодическая составляющая тока:

(5.17)

(кА).

Результаты расчетов токов короткого замыкания сведем в таблицу 5.1.

5.2 Расчет токов КЗ для точки К2

Сопротивление элементов схемы остаются без изменений, преобразованная схема представлена на рисунке 5.4.

Рисунок 5.4 ? Преобразованная схема замещения относительно точки К2

.

Найдено результирующее сопротивление относительно места КЗ:

.

Приняв относительное значение периодической составляющей тока в месте КЗ за единицу, аналогично найдены коэффициенты распределения, т.е. доля участия в токе КЗ каждого источника, СС и СГЭС:

;

;

;

;

.

Найдены начальные значения периодических составляющих тока КЗ по ветвям:

для системы (С1):

(кА).

Так как , то искомая величина для генераторов определена по расчетным кривым [1].

для (с.):

для (с.):

Найдены периодические составляющие тока КЗ по ветвям в именованных единицах для :

для (с.):

(кА),

для (с.):

(кА).

Вычислен суммарный ток КЗ в точке К2 :

(кА),

(кА).

Найден ударный ток КЗ, :

(кА)

Рассчитана апериодическая составляющая тока:

(кА).

Результаты расчетов токов КЗ сведены в таблицу 5.1.

5.3 Расчет токов КЗ для точки К3

Сопротивление элементов схемы остаются без изменений, только для проектируемой подстанции добавляется сопротивление обмоток низшего напряжения . Схема замещения для точки К3 представлена на рисунке 5.5.

Рисунок 5.5 ? Преобразованная схема замещения относительно точки К3

.



Результирующее сопротивление относительно места КЗ :

.

Приняв относительное значение периодической составляющей тока в месте КЗ за единицу, найдены коэффициенты распределения, т.е. доля участия в токе КЗ каждого источника, СС и СГЭС:

Найдены начальные значения периодических составляющих тока КЗ по ветвям:

для системы (С1):

(кА).

Так как ? 3, то искомая величина для генераторов определена аналогично:

;

(кА).

Вычислен суммарный ток КЗ в точке К3 :

(кА).

Найден ударный ток КЗ, :

(кА)

Определена апериодическая составляющая тока:

(кА).

Результаты расчетов токов КЗ сведены в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 Результаты расчетов токов короткого замыкания

Место КЗ	Iп.0,кА	Iп.0,1,кА	iat,кА	i(3)у,кА
К1	1,493	1,486	0,19	3,634
К2	5,201	5,157	0,673	12,815
К3	11,06	11,06	1,432	27,202

Таким образом, расчет показал, что токи, возникающие при КЗ на проектируемой подстанции, малы и выбранные выключатели ВГБЭ-35 (номинальный ток отключения 12,5 кА, на стороне СН Iп.0 = 5,201 кА), ВГБУ-220 (номинальный ток отключения 40 кА, на стороне ВН Iп.0 = 1,493 кА) и LF3 (номинальный ток отключения 25 кА, на стороне НН Iп.0 = 11,06 кА) вполне способны отключить их. Следовательно, специальных мер для ограничения токов КЗ не требуется.



6. Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей

6.1 Расчет токов продолжительного режима

Продолжительный режим работы устройства электротехнического устройства -- это режим, продолжающийся не менее, чем необходимо для достижения установившейся температуры его частей при неизменной температуре охлаждающей среды

Для обеспечения надежности работы оборудования токи продолжительного режима работы не должны вызывать перегрев электрооборудования. На стороне ВН, НН и СН вычислены токи нагрузки , , , , , .

На стороне ВН:

(6.1)

(А),

(А).

На стороне СН аналогично ВН:

(А),

(А).

На стороне НН аналогично ВН:

(А),

(А).

На отходящих фидерах СН:

(А),

(А).

На отходящих фидерах НН:

(А),

(А),

где? количество отходящих линий.

Полученные данные по расчетам токов в продолжительных режимах сведены в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 Расчетные токи продолжительных режимов

Место расчетных токов	Наибольший ток нормального режима,, А	Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима,, А
На стороне ВН	32,84	91,96
На стороне СН	103,22	289
На стороне НН	361,27	1011,56
На отходящем фидере СН	34,4	48,17
На отходящем фидере НН	72,25	101,16

6.2 Выбор жестких шин

В КРУН-10 кВ сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках. Так как расчетный ток А, то применяются однополосные шины.



6.2.1 Выбор и проверка сборных шин в КРУН 10 кВ

Выбраны однополосные алюминиевые шины прямоугольного сечения 6010 мм [4] установленные на ребро, окрашенные.

Проверка по допустимому току на шины выбранного сечения:

А1115 (А);

Проверка сборных шин на термическую стойкость.

По таблице 4 А, тогда тепловой импульс тока КЗ , находят по формуле:

(6.2)

(кА2·с),

где ? постоянная времени затухания; на стороне низшего напряжения можно принять равным [4].

Минимальное сечение по условию термической стойкости , вычисляют по формуле:

(6.3)

(мм2),

где С - постоянная для алюминиевых шин, принято

(А·с1/2/мм2),

что меньше выбранного сечения 10010 (мм).

Проверка шин на механическую прочность.

По таблице 6.3 (А).

Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ , вычисляют по формуле:

(6.4)

(Н),

где расстояние между соседними фазами; можно принять (м).

Момент сопротивления прямоугольной шины расположенной на ребро относительно оси перпендикулярной действию усилия , вычисляют по формуле:

(6.5)

(м3),

гдеh - высота однополосной шины прямоугольного сечения; (см);b - ширина однополосной шины прямоугольного сечения; (см).

Напряжение в материале однополосной шины прямоугольного сечения, возникающее при воздействии изгибающего момента , вычисляют по формуле:

(6.6)

(МПа),

где - длина пролета между опорными изоляторами вдоль шинной конструкции, (м).

Таким образом, (МПа) (МПа), шины механически прочны.

Результаты расчетов по выбору сборных шин в КРУН-10 кВ сведены в таблицу 6.2.

6.2.2 Выбор и проверка шин между трансформатором и КРУН

Соединение между трансформатором и КРУН выполняется открытым шинным мостом. Сечение шин выбрано по экономической плотности тока.

(6.7)

мм2

где (А/мм2) для Тmax = 5000?8760 (ч).

Выбираем однополосные алюминиевые шины прямоугольного сечения. Размеры одной полосы 60х10 мм [4] расположенные на ребро, окрашенные.

Проверка по допустимому току на шины выбранного сечения:

(А) (А).

Проверка сборных шин на термическую стойкость:

По таблице 5.1 А, тогда тепловой импульс тока КЗ , найден следующим образом:

(кА2·с).

Минимальное сечение по условию термической стойкости , вычислено ниже:

(мм2),

где С - постоянная, принимаем для алюминиевых шин , (А·с1/2/мм2),

что меньше выбранного сечения 600 (мм2) .

Проверка шин на механическую прочность.

Определяется пролет при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц:

(6.8)

Откуда

(6.9)

где l ? длина пролета между изоляторами, (м);

J ? момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, (см4);

q ? поперечное сечение шины, (см2) .

Шины расположены на ребро

(6.10)

(см4) ,

гдеh - ширина однополосной шины прямоугольного сечения, (см),

b - высота однополосной шины прямоугольного сечения; (см).

тогда

(м2),

(м).

kф - коэффициент формы, принят в соответствии с [4] kф = 0,32;

Определена сила взаимодействия между полосами:

(6.11)

(Н/м),

где b = 10 (мм) = 0,01 (м).

Напряжение в материале полос найдено по формуле:

(6.12)

где ? момент сопротивления прямоугольной шины расположенной на ребро относительно оси перпендикулярной действию усилия, вычисляют по формуле:

(6.13)

(см3),

тогда

(МПа).

Напряжение от взаимодействия фаз в материале однополосной шины прямоугольного сечения вычислено по формуле:

(6.14)

(6.15)

(6.16)

(МПа),

(см3).

(МПа),

Таким образом, (МПа) (МПа), шины механически прочны. Результаты расчетов по выбору шин между трансформатором и КРУН (НН) сведем в таблицу 6.

6.3 Выбор кабелей на отходящих фидерах

Кабели широко применяются в электроустановках. Потребители 10 кВ, как правило, получают питание по кабельным линиям, которые сначала прокладываются в кабельных туннелях в распределительном устройстве, а затем в земле (в траншеях). Для присоединений потребителей собственных нужд подстанций к соответствующим шинам также используются кабели 0,4 кВ. Эти кабели прокладываются в кабельных полуэтажах, кабельных туннелях, на металлических лотках, укрепленных на стенах и конструкциях здания или открытого распределительного устройства.



6.3.1 Выбор и проверка кабелей на отходящих фидерах НН

По данным таблицы 6.1 наибольший ток нормального режима (А).

Выбран кабель АВВГ, (кВ).

Рассчитано экономическое сечение , по экономической плотности тока (А/мм2):

(6.17)

(мм2)

По [4] принят трехжильный кабель 370 (мм2), сечением (мм2), допустимой токовой нагрузкой (А).

В первую очередь выполняют проверку кабелей на нагрев (по допустимому току):

(А) ?

Для проверки кабеля по термической стойкости определен тепловой импульс тока:

(кА2·с)

Минимальное сечение по условию термической стойкости , вычислено следующим образом:

(мм2),

гдеС - постоянная для кабелей с полиэтиленовой изоляцией и алюминиевыми жилами, принято по [4] , (Ас1/2/мм2).

Минимальное сечение по условию термической стойкости меньше выбранного сечения 70 мм2.

Результаты расчетов по выбору кабелей на отходящих фидерах НН сведены в таблицу 6.2.

6.4 Выбор гибких шин

В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами марки АС.

Гибкие шины применяются для соединения блочных трансформаторов с ОРУ.

6.4.1 Выбор и проверка гибких шин ВН

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принято сечение по допустимому току при максимальной нагрузке.

По таблице 6.1 наибольший ток нормального режима (А).

По [4] выбран провод марки АС-240/32, сечением (мм2), наружный диаметр провода (мм), допустимая токовая нагрузка (А). Такое большое сечение выбрано для исключения коронного разряда при напряжении 220 кВ.

Проверка гибких шин на нагрев (по допустимому току):

А ? (A).

Проверка на термическую стойкость не производится т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка гибких шин на электродинамическую стойкость не производится, ввиду больших расстояний между фазами и незначительных при этом сил взаимодействия.



Проверка гибких шин на коронирование производится по условию:

(6.18)

где начальная критическая напряженность, при которой возникает разряд в виде короны:

(6.19)

(кВ/см)

где коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочного); радиус провода;

? напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода:

(6.20)

(кВ/см)

где расстояние между фазами для 220 кВ - 5 (м).

Выбранное сечение удовлетворяет условию проверки на коронирование.

Результаты расчетов по выбору гибких шин на стороне ВН сведем в таблицу 6.2.

6.4.2 Выбор и проверка гибких шин СН

По таблице 6.1 ток нормального режима (А).

По [4] выбран провод марки АС-95/11, сечением (мм2), наружный диаметр провода (мм), с допустимой токовой нагрузкой А.

1) Проверка гибких шин на нагрев (по допустимому току):

(А) ? (A).

2) Проверка на термическую стойкость не производится т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

3) Проверка гибких шин электродинамическую стойкость не производится, ввиду больших расстояний между фазами и незначительных при этом сил взаимодействия.

Результаты расчетов по выбору гибких шин на стороне СН сведены в таблицу 6.2.

6.4.3 Выбор проводов на отходящих фидерах СН

По таблице 6.1 наибольший ток нормального режима (А).

Выбраны воздушные линии, (кВ).

Рассчитано экономическое сечение , по экономической плотности тока (А/мм2):

(мм2)

По [3, с. 427, таблица 7.33] выбран провод АС 35/6,2, сечением(мм2), с допустимой токовой нагрузкой (А).

Проверку проводов на нагрев (по допустимому току) выполняют следующим образом:

(А) ?

Результаты расчетов по выбору проводов ВЛ на отходящих фидерах СН сведены в таблицу 6.2.

6.4.4 Выбор и проверка шин между трансформатором и ОРУ (СН)

По [4] выбран провод марки АС-95/16, сечением (мм2), наружный диаметр провода (мм), допустимой токовой нагрузкой (А). Проверка данного провода была выполнена при выборе гибких шин на стороне СН. Результаты расчетов по выбору шин между трансформатором и ОРУ (СН) сведены в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 Результаты расчетов сборных шин токопроводов и кабелей

Установка	Марка токопровода	Сечение, мм2	Расчетный ток, А	Допустимый ток, А
Сборные шины НН		600	361,27	1115
ВН	АС-240/32	240	32,87	605
СН	АС-95/16	95	103,22	330
Отходящие фидера СН	АС-35/6,2	43	52,8	175
Отходящие фидера НН	ААШв	185	173,2	310
Вводные шины НН		600	361,27	1115
Вводные шины СН	АС-95/16	95	103,22	330

6.5 Выбор изоляторов

В распределительных устройствах шины и провода крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах.

6.5.1 Выбор опорных изоляторов

Опорные изоляторы предназначены для изоляции и крепления шин или токоведущих частей аппаратов на заземленных металлических или бетонных конструкциях, а также для крепления проводов воздушных линий на опорах.

Для начала выбираются опорные изоляторы на стороне НН.

По [3, c. 286, таблица 5.7] выбраны опорные изоляторы внутренней установки на напряжение (кВ) ИОС-10-4-80 УХЛ, Т1 с минимальной разрушающей силой на изгиб (Н), высота изолятора (мм).

Далее проводят проверку изоляторов по допустимой нагрузке.

Максимальную силу, действующую на изгиб , при горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз вычисляют по формуле:

(6.21)

(Н)

Поправку на высоту жестких шин расположенных на ребро , вычисляют следующим образом:

(6.22)

Разрушающую нагрузка на изгиб , вычисляют по формуле:

(6.23)

(Н),

что меньше допустимого



(Н).

Результаты расчетов опорных изоляторов на сборных шинах сведены в таблицу 6.3.

После этого производят выбор опорных изоляторов на стороне ВН.

По [3, c. 286, таблица 5.7] выбраны опорные изоляторы внешней установки на напряжение (кВ) ИОС-220-4-950 УХЛ, Т1 с минимальной разрушающей силой на изгиб (Н), высота изолятора (мм).

Изоляторы проверяются по допустимой нагрузке.

Максимальную силу, действующую на изгиб , при горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз вычисляют следующим образом:

(6.24)

(Н),

что меньше допустимого

(Н).

Результаты расчетов опорных изоляторов на сборных шинах сведены в таблицу 6.3.

6.5.2 Выбор проходных изоляторов

Проходные изоляторы предназначены для проведения проводника сквозь заземленные кожухи трансформаторов и аппаратов, стены и перекрытия зданий.

Сначала выбираются изоляторы на стороне НН.

По наибольшему току (А) из [3, таблица 5.8] выбраны проходные изоляторы на напряжение кВ ИП-10/2000-4000,У,ХЛ,Т2 с допустимым номинальным током (А), с минимальной разрушающей силой на изгиб (Н), длина изолятора мм.

Изоляторы проверяются по допустимой нагрузке.

Максимальную силу, действующую на изгиб , вычисляют следующим образом:

(6.25)

(Н),

что меньше допустимого

(Н).

6.5.3 Выбор подвесных изоляторов

На стороне ВН выбраны изоляторы типа ПС-120Б, в гирляндах по 14 штук.

Для стороны СН выбраны изоляторы типа ПС-120Б, в гирляндах по 4 штуки.

Таблица 6.3 ? Выбор изоляторов

Вид изолятора	Установка	Тип	НИЗ, мм	Fразр, Н	Fдоп, Н
Опорные	ВН	ИОС-220-4000 У,ХЛ,Т1	2010	22,7	2400
Опорные	НН	ИОС-10-4000 УХЛ, Т1	190	716	2400
Проходные	НН	ИП-10/2000-3000,У,ХЛ,Т2	510	2914	18000
Подвесные	ВН, СН	ПС-120Б

6.6 Выбор высоковольтных выключателей

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока.

Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание. Привод выключателя предназначен для операции включения, для удержания во включенном положении и для отключения выключателя.

6.6.1 Выбор высоковольтных выключателей на стороне ВН

Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 6.1.

Проверка выключателей:

По номинальному напряжению:

Uном уст = Uном выкл (220 кВ = 220 кВ)

По номинальному току:

Imax.раб.НН ? Iном выкл (91,96 А ? 2000 А)

Проверка по отключающей способности. 3.1) Отключение симметричного тока к.з.:

Iном откл = 40 (кА) ? (кА).

Отключение полного тока к.з.:

,

,

56 (кА) ? 2,28 (кА).

Проверка на электродинамическую стойкость:

40 (кА) ? 1,493 (кА)

102 (кА) ? 3,63 (кА)

Проверка на термическую стойкость:

120 (кА2·с) ? 0,512 (кА2·с)

(6.29)

(кА2·с).

Расчетные токи КЗ приняты по таблице 5.1.

Выбран элегазовый выключатель наружной установки типа ВГБУ-220-40/2000 УХЛ1,

(кВ),

(А),

(кА),

(кА),

(с.), тип привода - встроенный гидродинамический.

Расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 6.4.

Таблица 6.4 ? Расчетные и каталожные данные по выбору выключателей на стороне ВН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		ВГБУ 220-40/2000 УХЛ1
	кВ	кВ
Imax.раб.НН ? Iном выкл	А	А
	кА	кА
	кА	кА
	кА	кА
	кА	кА
	кА2·с	кА2·с

6.6.2 Выбор высоковольтных выключателей на стороне СН

Расчетные токи продолжительного режима взяты по таблице 6.1.

Проверка выключателей производится аналогично.

Расчетные токи КЗ приняты по таблице 5.1.

По результатам расчетов выбран элегазовый выключатель наружной установки типа ВГБЭ-35-12,5/630 УХЛ1, (кВ), (А), (кА), (кА), (с), тип привода - электромагнитный.

Таблица 6.5 Расчетные и каталожные данные по выбору выключателей на фидерах СН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		ВГБЭ-35III-12,5/630 УХЛ1
	кВ	кВ
Imax.раб.НН ? Iном выкл	А	А
	кА	кА
	кА	кА
	кА	кА
	кА	кА
	кА2·с	кА2·с



6.6.3 Выбор высоковольтных выключателей на стороне НН

Расчетные токи продолжительного режима взяты из таблицы 6.1.

Проверка выключателей осуществляется аналогично.

По результатам расчетов выбиран элегазовый выключатель, предназначенный для установки в ячейках комплектных распределительных устройств, типа LF3, (кВ), (А), (кА), (кА), (с.), тип привода - встроенный электромагнитный.

Расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 6.6.

Таблица 6.6 ? Расчетные и каталожные данные по выбору выключателей на стороне НН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		LF3-10-25/1250 У1
	кВ	кВ
Imax.раб.НН ? Iном выкл	А	А
	кА	кА
	кА	кА
	кА	кА
	кА	кА
	кА2·с	кА2·с

6.7 Выбор разъединителей

Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.

Разъединители, устанавливаемые в открытых распределительных устройствах, должны обладать соответствующей изоляцией и надежно выполнять свои функции в неблагоприятных условиях окружающей среды.

6.7.1 Выбор разъединителей стороне ВН

По [3] выбран разъединитель для наружной установки РГНЗ(2)-220/1000 У1 и РГНЗ(1)-220/1000 У1 со встроенным приводом ПДН-220Т.

Расчетные токи продолжительного режима приняты по таблице 6.1.

Проверка разъединителей произведена ниже.

По номинальному напряжению:

Uном уст = Uном выкл (220 кВ = 220 кВ)

По номинальному току:

Imax.раб.ВН ? Iном выкл (91,96 А ? 1000 А)

Наружная установка, двухколонковые с двумя заземляющими ножами.

Проверка на электродинамическую стойкость (аналогично проверке выключателей, по формулам 6.15, 6.16):

40 кА ? 1,493 (кА)

80 кА ? 3,634 (кА)

Проверка на термическую стойкость (аналогично проверке выключателей):

Главных ножей (по формуле 6.17):

4800 кА2·с ? 0,513 (кА2·с)

(кА2·с)

Заземляющих ножей (по формуле 6.17):

40 (кА2·с) ? 0,513 (кА2·с)

Расчетные токи КЗ приняты по таблице 5.1.

Расчетные и каталожные данные сведены в таблицы 6.7 и 6.8.

Таблица 6.7 - Выбор и проверка разъединителей с двумя заземляющими ножами (сторона ВН)

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		РГНЗ(2)-220/1000 У1
	220 кВ	кВ
Imax.раб.НН ? Iном раз	А	А
	кА	кА
	кА	кА
	кА2·с	Главные ножи: 4800 А2·с Заземляющие ножи: 40 А2·с

Таблица 6.8 - Выбор и проверка разъединителей с одним заземляющим ножом (сторона ВН)

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		РГНЗ(1)-220/1000 У1
	220 кВ	кВ
Imax.раб.НН ? Iном раз	А	А
	кА	кА
	кА	кА
	кА2·с	Главные ножи: 4800 А2·с Заземляющие ножи: 40 А2·с



6.7.2 Выбор разъединителей на стороне СН

По [3] выбраны разъединители для наружной установки РНДЗ(2)-35/1000 У1 и РНДЗ(1)-35/1000 У1 со встроенным приводом ПВ-20У2.

Расчетные токи продолжительного режима приняты по таблице 6.1.

Проверка разъединителей на стороне проводят аналогично. Выбранные модели удовлетворяют требованиям.

Расчетные и каталожные данные сведем в таблицы 6.8 и 6.9.

Таблица 6.8 - Выбор и проверка разъединителей с двумя заземляющими ножами (сторона СН)

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		РНДЗ(2)-35/1000 У1
	кВ	кВ
Imax.раб.НН ? Iном раз	А	А
	кА	кА
	кА	кА
	кА2·с	Главные ножи: 2500 А2·с Заземляющие ножи: 625 А2·с

Таблица 6.9 - Выбор и проверка разъединителей с одним заземляющим ножом (сторона СН)

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		РНДЗ(1)-35/1000 У1
	кВ	кВ
Imax.раб.НН ? Iном раз	А	А
	кА	кА
	кА	кА
	кА2·с	Главные ножи: 2500 А2·с Заземляющие ножи: 625 А2·с

6.8 Выбор измерительных трансформаторов тока

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

6.8.1 Выбор измерительных трансформаторов тока, встроенных в силовые трансформаторы на стороне ВН

Расчетные токи продолжительного режима приняты по таблице 6.1:

(А), (А).

Расчетные токи КЗ приняты по таблице 5.1:

(кА), (кА), (кА).

(кА2·с).

По [3, таблица 5.11] выбран трансформатор тока ТВТ-220-I-300/5, встроенный в силовой трансформатор. Класс точности 1, (кВ), (А), (А), (кА), (кА), (с), (Ом). S2ном=40 ВА

Определена вторичная нагрузка ТТ, для этого по [2, таблица 4.11] выбрана схема подключения к нему измерительных приборов. Перечень необходимых измерительных приборов принят по [2, таблица П4.7]. Вторичная нагрузка ТТ представлена в таблице 6.10.



Таблица 6.10 Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип	Нагрузка, ВА
		B
Амперметр	Э-335	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5
Счетчик активной энергии	САЗ-И681	2,5
Счетчик реактивной энергии	СР4-И689	2,5
ИТОГО		6

Общее сопротивление приборов , вычисляют по формуле:

(6.30)

(Ом)

Допустимое сопротивление проводов , вычисляют по формуле:

, (6.31)

(Ом),

где сопротивление контактов, принимается равным 0,1 (Ом).

Для соединительных проводов выбран кабель с алюминиевыми жилами, длиной 100 (м) для РУ 220 (кВ), ТТ включены в неполную звезду, поэтому , тогда сечение , вычисляют по формуле:

, (6.32)



(мм2),

где ? удельное сопротивление алюминиевого провода, (Ом/мм2).

Принят контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 (мм2).

Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие:

, (6.33)

(Ом) (Ом)

Расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 6.11.

Таблица 6.11 Расчетные и каталожные данные по выбору ТТ на стороне ВН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		ТВТ-220-I-300/5
	кВ	кВ
	А	А
	кА	кА
	кА2·с	кА2·с
	Ом	Ом

6.8.2 Выбор измерительных трансформаторов тока, встроенных в силовые трансформаторы на стороне СН

Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 6.1.

(А); (А).

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 5.1.

(кА), (кА), (кА);

(кА2·с).

По [3, таблица 5.11] выбран трансформатор тока ТВТ-35-I-1000/5, встроенный в силовой трансформатор. Класс точности 1, (кВ), (А), (А), (кА), (кА), (с), (Ом).

Определена вторичная нагрузка ТТ, для этого по [2, таблица 4.11] выбрана схема подключения к нему измерительных приборов.

Перечень необходимых измерительных приборов принят по [2, таблица П4.7]. Вторичная нагрузка ТТ представлена в таблице 6.12.

Таблица 6.12 ? Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип	Нагрузка, ВА, фазы
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5		0,5
Счетчик активной энергии	САЗ-И681	2,5		2,5
Счетчик реактивной энергии	СР4-И689	2,5		2,5
Итого		6		5,5

Найдено общее сопротивление приборов :

(Ом).

Допустимое сопротивление проводов :

(Ом).

Для соединительных проводов выбран кабель с алюминиевыми жилами, длиной 60 (м), ТТ включены в неполную звезду, поэтому , тогда сечение , вычисляют следующим образом:

(6.34)

q (мм2).

Принят контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 (мм2).

Ом Ом

Расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 6.13.

Таблица 6.13 Расчетные и каталожные данные по выбору ТТ на стороне СН

Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
		ТВТ-35-I-1000/5
	кВ	кВ
	А	А
	кА	кА
	кА2·с	кА2·с
	Ом	Ом

6.8.3 Выбор измерительных трансформаторов тока наружной установки на отходящих фидерах СН

Расчет параметров работы аналогичен.

По [9], выбран трансформатор ТОЛ 35, класс точности 0,5, (кВ), (А), (А), (к...