Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Аннотация

Исходные данные

1. Характеристика подстанции и ее нагрузок

• 1.1 Определение типа подстанции
• 1.2 Характеристика нагрузки подстанции

2. Выбор силовых трансформаторов

3. Расчет токов короткого замыкания

• 3.1 Расчетная схема
• 3.2 Выбор базисных величин и оборудования в схеме
• 3.3 Расчет трехфазного тока короткого замыкания
• 3.4 Расчет однофазного тока короткого замыкания
• 3.5 Расчет действующего значения начальной периодической составляющей тока короткого замыкания и ударного тока короткого замыкания

4. Выбор схемы соедиенния подстанции

• 4.1 Выбор схемы РУВН
• 4.2 Выбор схемы РУНН

5. Выбор типов релейных защит и автоматики

6. Выбор оборудования и токоведущих частей

• 6.1 Выбор выключателей
• 6.2 Выбор разъединителей
• 6.3 Выбор аппаратов в цепи трансформатора собственных нужд
• 6.4 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
• 6.5 Выбор токоведущих частей на всех классах напряжения
• 6.6 Выбор ограничителей перенапряжения

7. Оперативный ток

8. Охрана труда

• 8.1 Система рабочего и аварийного освещения
• 8.2 Защита от шума и вибрации
• 8.3 Мероприятия по технике безопасности
• 8.4 Мероприятия пожарной безопасности
• 9. Технико-экономические показатели подстанции

Заключение

Список литературы



Аннотация

Темой данного курсового проекта является понизительная подстанция 110/10 кВ. Заданием на данный проект явились:

схема прилегающей сети;

суточный график использования нагрузки;

характеристика нагрузочного района (максимальная мощность нагрузки, категории потребителей питающихся от данной подстанции и т.д.).

Результатом проектирования явился:

выбор трансформаторов использующихся на подстанции;

выбор схемы соединения подстанции;

выбор типов релейной защиты и автоматики;

выбор оборудования и токоведущих частей;

рассчитаны технико-экономические показатели подстанции.

трансформатор замыкание ток релейный



Исходные данные

Рис. 1. Исходная схема участка электрической сети

Пояснение к рисунку: проектируется ПС 2.

Рис. 2. График нагрузки на стороне НН



Таблица 2. Исходные данные

№	Система: Sкз, МВ*А; x0/x1	Линии: длина, км, худ, Ом/км	Генераторы, МВт.	Трансформаторы МВ*А
		ВЛ1	ВЛ2	ВЛ3	ВЛ4	ВЛ5	Г-1,2,3	Т-1,2,3	Т-6,7	Т8-9
6	3400;3	17;0,42	26;0,38	14;0,42	26;0,41	25;0,4	63	80	16	40



1. Характеристика подстанции и ее нагрузок

1.1 Определение типа подстанции

Тип подстанции в современной энергосистеме определяется ее положением и ролью в энергосистеме. Высшее напряжение (ВН) подстанции 110 кВ, низшее (НН) 10 кВ.

По месту в энергосистеме проектируемая подстанция ПС 1 является проходной (рис. 1).

По назначению подстанция сочетает в себе 2 группы: потребительская, для электроснабжения потребителей, территориально примыкающих к подстанции; сетевая, для электроснабжения небольшого района.

Подстанция обслуживается дежурными на щите управления совместно с распределительными сетями.

От подстанции на стороне НН отходит 18 кабельных линий (КЛ), работающих по радиальной схеме. Число присоединений на стороне высшего напряжения равно 6.

1.2 Характеристика нагрузки подстанции

К данной подстанции подключены потребители 1,2 и 3 категорий, в табл.2 приведены данные о соотношении количества потребителей различных категорий.

Таблица 1.1. Соотношение потребителей

Категория потребителя	1	2	3
Процентное отношение	60 %	15 %	25 %



Максимальная полная мощность:

МВА.

Максимальная реактивная мощность:

Мвар.

По заданным графикам активной и реактивной (рис.1.2) мощности определяется суточный график (рис.1.3) полной мощности по формуле:

Таблица 1.2. Расчет активной, реактивной, полной мощностей и определение активной электрической энергии

№ ступени	Часы	L	P	Q	S	W
	ч	Ч	%	МВт	%	МВар	МВА	МВтЧч
1	0-2	2	50%	10,00	65%	8,056	12,841	20
2	2-6	4	30%	6,00	45%	5,577	8,192	24
3	6-10	4	80%	16,00	85%	10,535	19,157	64
4	10-16	6	30%	6,00	45%	5,577	8,192	36
5	16-18	2	80%	16,00	85%	10,535	19,157	32
6	18-22	4	100%	20,00	100%	12,394	23,529	80
7	22-23	1	80%	16,00	85%	10,535	19,157	16
8	23-0	1	50%	10,00	65%	8,056	12,841	10
Суточный отпуск энергии потребителям - Wсут	282

По данным таблицы 1.2 строим суточный график полной мощности в именованных единицах, а также годовой график полной мощности.



Рис. 1.3 Суточный график активной, реактивной и полной мощности в именованных единицах

Рис. 1.4 Годовой график полной мощности в именованных единицах.

Суточный отпуск электроэнергии потребителям:

МВтч;



Время использования максимальной активной нагрузки:

;

Средняя нагрузка:

;

Коэффициент заполнения годового графика нагрузки:

.



2. Выбор силовых трансформаторов

Выбор силовых трансформаторов начинается с определения требуемого количества силовых трансформаторов на данной подстанции по условиям надежности электроснабжения. Так как от подстанции питаются потребители 1 и 2 категории, по условию надежности, требуется установка двух силовых трансформаторов.

Мощность каждого трансформатора выбирается так, чтобы при отключении одного трансформатора, оставшийся в работе трансформатор обеспечивал с допустимой перегрузкой питание нагрузки подстанции. Расчетная мощность трансформатора выбирается из условия:

;

Исходя из этого, по [2, табл.5.18] выбираем трансформаторы ТДН-16000/110 (трехфазный двухобмоточный трансформатор с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, с наличием РПН).

Далее производим проверку по перегрузочной способности в случае отключения одного из трансформаторов. Нагрузочная способность трансформаторов до 100 МВА определяется ГОСТ 14209-85. Для определения перегрузки исходный график S=f(t) должен быть преобразован в эквивалентный (в тепловом отношении) прямоугольный график нагрузки.

На исходном графике (рис. 2.1) откладывается номинальная мощность трансформатора, пересечением ее с исходным графиком выделяется участок наибольшей перегрузки продолжительностью h` и участок начальной нагрузки.



Рис. 2.1

1) Находим начальную нагрузку (эквивалентную ступень охлаждения).

S_m - мощность ступеней исходного графика

S_{ном тр-ра} - номинальная мощность трансформатора

2) Находим предварительное значение коэффициента перегрузки

где S` - значение ступени графика использования полной мощности, находящихся в области перегрузки;

h - продолжительность перегрузки, ч.

3) Находим максимальное значение перегрузки

Kмакс=S_макс/S_{ном тр-ра}=23,529/16=1.47

Принимаем значение перегрузки , так как

Продолжительность перегрузки определяем по формуле:

Окончательно примем h=6 ч.

По [1, таблица 2.2] определяем допустимую аварийную перегрузку трансформатора при температуре охлаждающей среды равной 10 С К_2доп=1.35.

, следовательно, трансформатор выдерживает проверку по перегрузке в послеаварийном режиме.

Параметры трансформатора ТДН-16000/110 [2, табл. 5.18]

Таблица 2.1 - Параметры трансформатора ТРДН-16000/110

Sном	UВН	UНН	Uк	Pхх	Pк	Iх
МВА	кВ	кВ	%	кВт	кВт	%
16	115	11	10.5	19	85	0,7



3. Расчет токов короткого замыкания

3.1 Расчетная схема

Рассчитаем для проектируемой ПС начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания - I_п0:

на шинах 10 кВ - трехфазного КЗ;

на шинах 110 кВ - трехфазного и однофазного КЗ.

На рис.3.1 приведена расчетная схема для определения токов КЗ.

Рис.3.1. Расчетная схема

3.2 Выбор базисных величин и оборудования в схеме

При расчёте параметров всех схем воспользуемся системой относительных единиц, приведённых к базисным методом приближенного приведения. Принимаем базисную мощность S_б = 1000 МВА, базисные напряжения U_ВН.ср = 115 кВ, U_НН.ср = 10,5 кВ.

По [2, табл.5.1] принимаем генераторы Г1-3 ТВФ-63-2, с U_ном=10,5 кВ, x₀=9,2 %, .

По [2, табл.5.18] принимаем трансформаторы:

Т1-3 ТДЦ-80000/110 с U_k%=10,5 %;

Т6-7 ТДН-16000/110 с U_k%=10,5 %;

Т8-9 ТРДН-40000/110 с U_k%=10,5 %;

Т4-5 трансформаторы на проектируемой подстанции ТДН-16000/110 с U_k%=10,5 %.

3.3 Расчет трехфазного тока короткого замыкания

3.3.1 Схема замещения

Рис.3.2. Схема замещения прямой последовательности



3.3.2 Расчет параметров схемы замещения

ЭДС системы: E_с= 1; генераторов:

Находим сопротивления элементов сети для схемы замещения прямой последовательности (рис.3.2) в относительных единицах, отнесенные к базовым условиям.

Система:

Генераторы:

Трансформаторы:

Для расщепленных трансформаторов, приняв средний коэффициент расщепления 3,5.

Трансформаторы Т1-3:

Трансформаторы Т4-5:



Линии:

ВЛ1:

ВЛ3:

ВЛ4:

3.3.3 Преобразование схемы замещения

Упрощая схему (рис.3.2) получаем:

Рис.3.3. Упрощенная схема замещения прямой последовательности



Для схемы на рис.3.3 рассчитываем результирующие сопротивления:

при КЗ в точке К₁:

при КЗ в точке К₂:

3.4 Расчет однофазного тока короткого замыкания

3.4.1 Схема замещения

Рис.3.4.Схема замещения нулевой последовательности



3.4.2 Расчет параметров схемы замещения

Находим сопротивления элементов сети для схемы замещения нулевой последовательности (рис.3.5) в относительных единицах, отнесенные к базовым условиям.

Система:

Трансформаторы:

Сопротивления трансформаторов найденных ранее не изменятся.

Трансформаторы :

Линии:

Примем, что ВЛ двухцепные с тросом, тогда .

ВЛ1:

ВЛ2:



ВЛ3:

ВЛ4:

ВЛ5:

3.4.3 Преобразование схемы замещения в эквивалентную

а)

б)

Рис.10.Поэтапное упрощение схемы замещения нулевой последовательности

Эквивалентные сопротивления свернутой схемы:

Результирующее сопротивление в точке К1:

3.5 Расчет действующего значения начальной периодической составляющей тока короткого замыкания и ударного тока короткого замыкания

Находим токи трехфазного КЗ:

на стороне ВН:

кА;

на стороне НН:

кА.

Находим ток однофазного КЗ на стороне ВН:

кА.

I_б - базовые токи трехфазного КЗ на ВН и НН.

Ток трехфазного КЗ в точке К₁, равный 8,117 кА больше однофазного тока, равного 0,573 кА. Следовательно, за расчетный ток на стороне ВН принимаем ток трехфазного КЗ.

Находим ударные токи:

на стороне ВН:

кА;

кА.

на стороне НН:

кА.

K_у - ударный коэффициент, принимается [1, табл. 3.2].

Результаты расчета сведем в табл.6.



Таблица 6. Результаты расчетов токов КЗ

Место КЗ	Точка КЗ	Начальное значение периодической составляющей токов , кА	Ударный ток трехфазного КЗ , кА	Ударный ток однофазного КЗ , кА
		Трехфазное КЗ	Однофазное КЗ
Шины ВН, 110 кВ		9,883	9,15	25,158	23,3
Шины НН, 10 кВ	К2	7,776	-	20,344



4. Выбор схемы соединения подстанции

При выборе схем электроустановок должны учитываться следующие факторы:

значение и роль ПС для энергосистемы;

положение ПС в энергосистеме;

схемы и напряжения прилегающих сетей;

категории потребителей по степени надежности электроснабжения;

перспектива расширения и промежуточные этапы развития подстанции и Основными требованиями, предъявляемыми к схемам распределительных устройств подстанций, являются [3]:

1) надежность;

2) экономичность;

3) удобство эксплуатации

4) техническая гибкость;

5) компактность.

4.1 Выбор схемы РУВН

Анализ схемы распределительного устройства на стороне 110 кВ (ВН). В связи с указанными выше требованиями и с учетом числа присоединений (6) на стороне ВН проектируемой подстанции возможно применение двух вариантов типовых схем [4]:

а) схема “одна рабочая, секционированная выключателем система шин, с выключателями в цепях трансформаторов” (9);

б) схема “две рабочие системы шин” (13).



Рис. 4.1. Схема “две рабочие системы шин”

Рис. 4.2.схема “одна рабочая, секционированная выключателем система шин, с выключателями в цепях трансформаторов”

Согласно [3] и [4] схема 9 (рис. 4.2.) применяется:

- на стороне высшего напряжения (ВН) и среднего напряжения (СН) подстанций 35ч220 кВ при трех и более присоединениях;

- на напряжении 110ч220 кВ при парных линиях или линиях резервируемых от других подстанций, а также нерезервируемых, но не более одной на любой секции.

Недостатком схемы является необходимость отключения всех цепей, присоединенных к данной секции в случае ремонта шинных разъединителей или шин. Отказ выключателя при коротком замыкании на линии или в трансформаторе также приводит к отключению секции. При повреждении или отказе секционного выключателя отключаются обе секции.

Схема 13 (рис. 2.3.) применяется:

- на стороне ВН и СН подстанции напряжением 35ч220 кВ при пяти и более присоединениях;

- на напряжении 110ч220 кВ при числе присоединений от 5 до 15 включительно, когда неприменима схема (рис. 2.2.).

Недостатки схемы:

- отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех присоединений на данной системе шин (СШ), а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения. Ликвидация аварии затягивается, так как все операции по переходу с одной СШ на другую производятся разъединителями;

- повреждение шиносоединительного выключателя равноценно КЗ на обеих системах шин, т. е. приводит к отключению всех присоединений;

- большое количество операций разъединителями при выводе в ревизию и ремонт выключателей усложняет эксплуатацию РУ;

- необходимость большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

Исходя из анализа требований к схемам, их характеристик и недостатков окончательно выбираем схему (рис. 4.1.) - одна рабочая, секционированная выключателем система шин с выключателями в цепях трансформаторов, так как эта схема содержит меньшее число разъединителей, а значит потребуются меньшие затраты на сооружение РУ. Схема электрической сети достаточно надежна и не содержит одноцепных ВЛ, присоединенных к проектируемой ПС. При ремонте одной секции шин есть возможность осуществлять питание с другой секции шин, сохраняя переток мощности.

4.2 Выбор схемы РУНН

На стороне НН выбираем На стороне НН (10кВ) принимаем следующую типовую схему РУ: «одиночная секционированная система шин» с раздельной работой секций для уменьшения токов КЗ (рис.4.3).

Рис.4.3. Одиночная секционированная выключателем системы шин



5. Выбор типов релейных защит и автоматики

Выбор типов релейной защиты, установленной на подстанции, осуществляется в объеме выбора защит силового трансформатора и защит на стороне 10 кВ 18 отходящих кабелей.

На силовом трансформаторе ставятся следующие типы защит:

1. Продольная дифференциальная защита от коротких замыканий трансформатора и на его выводах (t_рз = 0,1 с). [Д]

2. Газовая защита от внутренних повреждений в трансформаторе и от понижения уровня масла в трансформаторе (t_рз = 0,1 с). [Г]

3. Максимальная токовая защита от сверхтоков короткого замыкания, установленная на стороне ВН трансформатора (t_рз = t_МТЗ.НН +?t = 1,7 + 0,3 = 2 с), т.е. эта защита отстраивается от максимальной токовой защиты на стороне НН. [ТВ]

4. Максимальная токовая защита от сверхтоков короткого замыкания на низших обмотках трансформатора (t_рз = t_зад +2·?t =1,1 + 2·0,3 = 1,7 с ). [ТВ]

5. Максимально-токовая защита от сверхтоков перегрузки с действием на сигнал, установленная на стороне ВН трансформатора. [ТВ]

На секционном выключателе НН: устанавливается комплект МТЗ (t_рз = t_зад + ?t =1,1 + 0,3 = 1,4 с). [ТВ]

На кабелях, отходящих к потребителю, устанавливаются следующие виды релейной защиты:

1. Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания (t_рз = t_зад =1,1 с). [ТВ]

2. Токовая отсечка, если кабель не проходит по термической стойкости по времени действия МТЗ (t_рз = 0,1 с). [Т]

3. Токовая защита нулевой последовательности, сигнализирующая замыкание на землю в кабеле. [Т₀]

На шинах 10 кВ должен быть предусмотрен контроль изоляции с использованием трансформатора НТМИ. Контроль изоляции выполняется в виде комплекта реле напряжения, включаемого на обмотку разомкнутого треугольника, и реле времени с действием на сигнал. Кроме того, предусматривается возможность определения поврежденной фазы с помощью вольтметра, подключаемого на фазные напряжения.

На проектируемой подстанции предусмотрены следующие виды автоматики:

1. Автоматическое включение резерва на секционном выключателе 10 кВ и на автомате 0,4 кВ трансформатора собственных нужд. [АВР]

2. Автоматическое повторное включение линий ВН. [АПВ]

3. Автоматическое включение охлаждающих устройств трансформатора.

Типы измерительных приборов и места их установки сведем в табл.5.1.

Таблица 5.1. Измерительные приборы и места их установки

№ п/п	Место установки приборов	Приборы
1	Трансформатор двухобмоточный на стороне НН	Амперметр (Э-375) Ваттметр (Д-335) Варметр (Д-335) Счетчик СЭТ-4ТМ.03М
2	Секционный выключатель 10 кВ	Амперметр в одной фазе (Э-335)
3	Секция шин 10 кВ	Вольтметр (Э-379)
4	Кабельная линия 10 кВ	Амперметр (Э-375) Счетчик СЭТ-4ТМ.03М
5	Трансформатор собственных нужд (сторона НН ТСН)	Амперметр (Э-375) Счетчик СЭТ-4ТМ.03М



6. Выбор оборудования и токоведущих частей

Выбору подлежат следующие аппараты и токоведущие части: высоковольтные выключатели и их приводы; разъединители и их приводы; отделители и короткозамыкатели в случае их применения; аппараты в цепях собственных нужд 0,4 кВ; измерительные трансформаторы тока и напряжения; сборные шины высшего напряжения; ошиновки силового трансформатора; силовые кабели и воздушные линии 6-10 кВ.

Для выбора аппаратов и токоведущих частей необходимо рассчитать ток продолжительного режимат.е. максимальный ток ремонтного или послеаварийного режима. Расчет тока продолжительного режима осуществим в табл.6.1.

Таблица 6.1. Ток продолжительного режима

Обозначение	Выключатель или токоведущая часть	Вариант задания
Q1 и I	Выключатель и ошиновка трансформатора на стороне низшего напряжения	кА
Q2	Секционный выключатель шин 10 кВ
Q3	Выключатель на линиях потребителей 10 кВ
Q4	Выключатель на стороне высшего напряжения
II	Сборные шины низшего напряжения
III	Сборные шины высшего напряжения

6.1 Выбор выключателей

Пояснения к параметрам, используемым при выборе оборудования:

, - номинальное напряжение и номинальный ток выключателя;

- номинальное напряжение сети, где установлен выключатель;

- максимальный ток утяжелённого режима, определяемый согласно табл.11;

- ударный ток короткого замыкания определяемый согласно табл.6;

- амплитудное значение предельного сквозного тока короткого замыкания, гарантированного заводом изготовителем;

-время действия основной релейной защиты цепи, где установлен выключатель;

- полное время отключения выключателя с приводом;

- номинальный ток отключения выключателя;

- номинальное относительное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе при номинальном токе отключения, если нет в каталоге, то приближенно принимается:

;

;

- минимальное время срабатывания релейной защиты (с);

- собственное время отключения выключателя с приводом;

- апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени ф

;

- начальное значение периодической составляющей тока КЗ (табл.6);

- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания;

- амплитудное значение номинального тока включения выключателя;

-действующее значение номинального тока включения выключателя;

- максимальное время релейной защиты по условию термической стойкости;

, - ток и время термической стойкости, гарантированные заводом-изготовителем.

6.1.1 Выбор выключателей на стороне ВН

Выбираем выключатель элегазовый колонковый типа ВЭБ-УЭТМ-110[5]. Обоснование выбора выключателя сводим в табл. 6.2.

Таблица 6.2. Обоснование выбора выключателя на стороне ВН типа ВЭБ-УЭТМ -110

Расчетные данные	Каталожные данные выключателя ВЭБ-УЭТМ -110	Условие выбора
кВ А	кВ А	По условию длительного режима: ,
Расчетные данные	Каталожные данные выключателя ВЭБ-УЭТМ -110	Условие выбора
кА	кА	По электродинамической стойкости:
с		По термической стойкости:
		По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения:
кА кА	кА кА	По току включения: ,
Тип привода	Пружинный

Примечание для табл.6.2.:

- каталожные данные;

с;

кА.

6.1.2 Выбор выключателей на стороне НН

В качестве вводного выбираем вакуумный выключатель типа BB/TEL-10-20/1600 У2 [7]. Обоснование выбора выключателя сводим в табл.6.3.

Таблица 6.3. Обоснование выбора вводного выключателя типа BB/TEL-10-20/1600 У2

Расчетные данные	Каталожные данные выключателя BB/TEL-10-20/1600 У2	Условие выбора
кВ А	кВ А	По условию длительного режима: ,
кА	кА	По электродинамической стойкости:
Расчетные данные	Каталожные данные выключателя BB/TEL-10-20/1600 У2	Условие выбора
		По термической стойкости:
		По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения:
кА кА	кА кА	По току включения: ,
Тип привода		Электромагнитный

Примечание для табл.6.4.:

;

с;

кА.

В качестве секционного выбираем вакуумный выключатель типа ВВ/TEL-10-20/630 У2 [6]. Обоснование выбора выключателя сводим в табл.6.4.



Таблица 6.4. Обоснование выбора секционного выключателя типа ВВ/TEL-10-20/630 У2

Расчетные данные	Каталожные данные выключателя ВВ/TEL-10-20/630 У2	Условие выбора
кВ А	кВ А	По условию длительного режима: ,
кА	кА	По электродинамической стойкости:
		По термической стойкости:
Расчетные данные	Каталожные данные выключателя ВВ/TEL-10-20/630 У2	Условие выбора
		По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения:
кА кА	кА кА	По току включения: ,
Тип привода		Электромагнитный

Примечание для табл.6.4:

;

с;

кА.

В качестве выключателя отходящей кабельной линии выбираем вакуумный выключатель типа ВВ/TEL-10-20/630 У2 [6]. Обоснование выбора выключателя сводим в табл.6.5.

Таблица 6.5. Обоснование выбора выключателя отходящей КЛ типа ВВ/TEL-10-20/630 У2

Расчетные данные	Каталожные данные выключателя ВВ/TEL-10-20/630 У2	Условие выбора
кВ А	кВ А	По условию длительного режима: ,
кА	кА	По электродинамической стойкости:
		По термической стойкости:
		По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения:
кА кА	кА кА	По току включения: ,

Примечание для табл.6.5.:

;

с;

кА.

6.1.3 Выбор типа комплектного распределительного устройства (КРУ)

На стороне НН применяется комплектное распределительное устройство, так как комплектное устройство внутренней установки (КРУ) экономически оправдано при числе шкафов 15 и более. Число шкафов на низшем напряжении данной подстанции составляет 21 штуку. Принимаем шкафы серии D-12P [7], рассчитанные на номинальные токи до 4000 А.

КРУ - распределительное устройство состоящее из закрытых шкафов с встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами. Шкафы КРУ изготовляются на заводах, что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения надежной работы электрооборудования. Применение КРУ позволяет ускорить монтаж РУ. КРУ более безопасно в обслуживании, т.к. все части, находящиеся под напряжением закрыты кожухами.

Таблица 6.6. Основные технические данные КРУ 10 кВ D-12P

Параметр	Значение параметра
Номинальное напряжение, кВ	10
Номинальный ток главных цепей, А	1600
Номинальный ток сборных шин, А	1600
Номинальный ток отключения, кА	25
Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей, кА	51
Ток термической стойкости в течение 3-х секунд, кА	25
Тип выключателя: вакуумный	ВВ/TEL

6.2 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производится только на стороне ВН, так как на стороне НН роль разъединителей выполняют разъемы КРУ.

6.2.1 Выбор разъединителей на стороне ВН

Выбор разъединителей производится только на стороне ВН, так как на стороне НН роль разъединителей выполняют разъемы КРУ. На стороне ВН разъединитель типа РГ-110/1000УХЛ1 с приводом ПДГ-9 [6, табл. П4.4].

Обоснование выбора и проверка разъединителей приведена в табл. 6.6.



Таблица 6.6.Обоснование выбора разъединителя типа РГ-110/1000УХЛ

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети = 110 кВ Iпрод.расч.= 163 А	Uном =110 кВ Iном = 1000 А	По условию длительного режима
iу =	iдин = 80 кА	По электродинамической стойкости
tрз.резервной = 2 с	tрз.доп = 49,038 с	По термической стойкости

Расчеты для таблицы 6.7:

t_рз.доп - максимальное время срабатывания релейной защиты;

Т_а = 0.05 с - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ;

t_о.в - полное время отключения выключателя с приводом ;

I_ПО = 9,883 кА принимаем по табл. 3.1;

I_тер, t_тер - ток и время термической стойкости, гарантированные заводом-изготовителем.

6.3 Выбор аппаратов в цепи трансформатора собственных нужд

Для питания собственных нужд устанавливаются два трансформатора с вторичным напряжением 0,4 кВ. Мощность трансформатора собственных нужд можно ориентировочно принять:

кВА.

Принимаем трансформаторы типа ТСЗ-63/10[13]:

U_ВН.ном = 10 кВ; U_НН.ном = 0,4 кВ; S_{ном.ТСН} = 63 кВА.



6.3.1 Выбор предохранителя

Выбираем предохранитель ПКТ 101-10-8-12.5-У1 [14]. Обоснование выбора предохранителя сведем в табл. 6.7.

Таблица 6.7.Выбор плавкого предохранителя 101-10-31.5-20-У1

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора или проверки
Uсети = 10 кВ Iпрод.расч. = 5,1 А	Uном = 10 кВ Iном = 8 А	По условию длительного режима
IПО =	Iо.ном = 12.5 кА	По коммутационной способности

Расчеты для таблицы 6.7.:

I_ПО - ток КЗ на стороне НН (табл. 3.1);

I_о.ном - номинальный ток отключения предохранителя.

6.3.2 Выбор автомата

Продолжительный расчетный ток для аппаратуры на стороне 0,4 кВ вычисляем по формуле:

На стороне 0,4 кВ выбираем автоматический выключатель серии ВА88 типа ВА88-35 [15], с



6.4 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Таблица 6.8 Измерительные приборы и места их установки

№ п/п	Место установки приборов	Приборы
0	Трансформатор на стороне ВН	Амперметр (Э377)
1	Трансформатор на стороне НН	Амперметр (Э377), ваттметр (Д365), варметр (Д365), счетчик активной и реактивной энергии (СЭТ-4ТМ)
2	Секционный выключатель НН	Амперметр в одной фазе (Э377)
3	Секция шин НН	Вольтметр (Э377)
4	Кабельная линия	Амперметр (Э377), счетчик активной и реактивной энергии (СЭТ-4ТМ)
5	Трансформатор собственных нужд	Амперметр (Э377), счетчик активной и реактивной энергии (СЭТ-4ТМ)
6	Система шин ВН	Вольтметр (Э377) Вольтметр регистрирующий ФИП
7	Линия 110 кВ	Амперметр в одной фазе (Э377) Ваттметр с двусторонней шкалой (Д365) Варметр с двусторонней шкалой (Д365) Два счетчика активной энергии стопорами ФИП
8	Обходной выключатель	Амперметр в одной фазе (Э377) Ваттметр (Д365) Варметр (Д365) счетчик активной и реактивной энергии (СЭТ-4ТМ)
9	Секционный выключатель	Амперметр в одной фазе (Э377)



6.4.1 Выбор трансформаторов тока

6.4.1.1 На стороне ВН

На стороне ВН принимаем элегазовые трансформаторы тока встроенные в ТРГ-УЭТМ-110-200/5 [5]. Обоснование выбора трансформатора тока сведем в табл.6.9.

Таблица 6.9. Проверка ТТ типа ТРГ-УЭТМ-110-200/5

Расчетные данные	Каталожные данные ТТ ТРГ-УЭТМ-110-200/5	Условие выбора
кВ А	кВ А класс точности 0,5	По условию длительного режима: ,
кА	кА	По электродинамической стойкости:
с		По термической стойкости:

Также на стороне ВН выбираем трансформаторы тока всторенные во вводы силового трансформатора ТВТ-110-I-200/5 [8]. Обоснование выбора трансформатора тока сведем в табл.6.10.

Таблица 6.10. Проверка ТТ типа ТВТ-110-I-200/5

Расчетные данные	Каталожные данные ТТ ТВТ-110-I-200/5	Условие выбора
кВ А	кВ А класс точности 0,5	По условию длительного режима: ,
с		По термической стойкости:

6.4.1.2 На стороне НН

На выводах НН силовых трансформаторов устанавливаем ТТ типа ТОЛ-СЭЩ 10 [9]. Трансформаторы тока ставим в каждой фазе. Обоснование выбора и проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.11.

Таблица 6.11 ТОЛ-СЭЩ 10

Расчетные данные	Каталожные данные ТТ	Условие выбора
кВ А	кВ А	По условию длительного режима: ,
кА	кА	По электродинамической стойкости:
с		По термической стойкости:
Ом	Ом	По нагрузочной способности:

Для того, чтобы трансформатор тока работал в заданном классе точности, величина вторичной нагрузки данного трансформатора тока должна удовлетворять условию:

,

где - номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока (по каталогу):

- расчетная вторичная нагрузка трансформатора тока.

где - суммарное сопротивление токовых катушек измерительных приборов;

- переходное сопротивление контактов;

- сопротивление соединительных проводов.

Сопротивление контактов принимаем по [9] (Ом), так как число контрольно - измерительных приборов больше трех. Вторичная нагрузка трансформаторов тока в цепи силового автотрансформатора на стороне НН приведена в таблице 6.12.

Таблица 6.12.Вторичная нагрузка трансформаторов тока в цепи НН трансформатора

Прибор	Тип	Нагрузка фазы,
Амперметр	Э - 335	-	0,02	-
Ваттметр	Д - 335	0,02	-	0,02
Варметр	Д - 335	0,02	0,02	0,02
Итого :	------	0,04	0,04	0,04

Так как счетчики активной и реактивной энергии (СЭТ-4ТМ) установлены на отдельной обмотке проверяемого ТТ («Счетчики АИИСКУЭ»), в расчетах вторичной нагрузки не учитываются.

(Ом)

где - потребляемая мощность токовой обмотки выбранного амперметра;

- номинальный вторичный ток для выбранного трансформатора тока.

(Ом)

где - потребляемая мощность токовой обмотки выбранного ваттметра;

- номинальный вторичный ток для выбранного трансформатора тока.

(Ом),

где - потребляемая мощность токовой обмотки выбранного варметра;

- номинальный вторичный ток для выбранного трансформатора тока.

Из таблицы 6.12 видно, что самыми нагруженными являются фазы А и С, поэтому расчет ведем в дальнейшем для фазы А: (Ом).

Допустимое сопротивление проводов:

Зная можно определить сечение соединительных проводов:

где - удельное сопротивление алюминиевого провода по [9];

(м) - расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока по [9].

Тогда сечение соединительных проводов:

.

По условию механической прочности жилы контрольных кабелей для токовых цепей для алюминия должны быть не менее , тогда принимаем контрольный кабель сечением , при этом сопротивление соединительного кабеля будет равно:

(Ом).

Выбираем кабель АКВВГЭНГ 4x4,0.

Расчетная вторичная нагрузка трансформаторов тока в цепи силового автотрансформатора на стороне НН с учетом изменившегося сечения контрольного кабеля:

(Ом);

.

Исходя, из проведенного расчета можно сделать вывод, что рассмотренный трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ-10-1500/5-У2 удовлетворяет всем условиям.

На секционном выключателе стороны НН выбираем трансформатор тока типа ТОЛ-СЭЩ-10-800/5-У2 [9] в соответствии с выбранным типом КРУН. Проверка трансформаторов тока на отходящих кабельных линиях оформлена в виде таблицы 6.13.

Таблица 6.13. Проверка ТТ типа ТОЛ-СЭЩ 10

Расчетные данные	Каталожные данные ТТ ТОЛ-10	Условие выбора
кВ А	кВ А	По условию длительного режима: ,
кА	кА	По электродинамической стойкости:
с		По термической стойкости:

На отходящих кабельных линиях выбираются трансформаторы тока типа ТОЛ-СЭЩ-10-20-200/5-У2 [9]. Проверка трансформатора тока на отходящих кабельных линиях приведена в таблице 6.14.

Таблица 6.14. Проверка ТТ типа ТОЛ-СЭЩ 10

Расчетные данные	Каталожные данные ТТ ТОЛ-10	Условие выбора
кВ А	кВ А	По условию длительного режима: ,
кА	кА	По электродинамической стойкости:
с		По термической стойкости:

6.4.2 Выбор трансформаторов напряжения

Полный выбор трансформатора напряжения (ТН) производится для трансформатора, установленного на секции шин НН. На стороне ВН ТН выбирается без проверки по вторичной нагрузке.

Трансформатор напряжения выбирается:

- по напряжению установки U_сети ? U_ном ;

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке S ₂ ? S_ном ,

где S_ном - номинальная нагрузка в выбранном классе точности;

S ₂ - нагрузка всех измерительных приборов, присоединенных к ТН.

6.4.2.1 На стороне ВН

На стороне ВН подстанции мы не проверяем трансформатор напряжения по вторичной нагрузке, а выбор его производим по напряжению установки, поэтому на стороне ВН подстанции примем трансформатор напряжения типа НАМИ-110/100-0,5-УХЛ1 [10]. Параметры и проверка выбранного трансформатора напряжения приведены в таблице 6.15.

Таблица 6.15. Выбор трансформаторов напряжения НАМИ-110/100-0,5-УХЛ1

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора или проверки
кВ	кВ ВА (при классе точности 0,5)	По напряжению:

На стороне НН подстанции мы проверяем трансформатор напряжения по вторичной нагрузке и по напряжению установки. На стороне НН подстанции примем трансформатор напряжения типа НАМИ-10/100-0.5-УХЛ1 [10]. Параметры и проверка выбранного трансформатора напряжения приведены в таблице 6.16

Таблица 6.16. Выбор трансформаторов напряжения НАМИ-10/100-0,2Р-УХЛ2

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора или проверки
кВ ВА	кВ ВА (в классе точности 0.5)	По напряжению:

Подсчет нагрузки основной обмотки ТН приведен в таблице 6.17.

Таблица 6.17. Подсчет нагрузки вторичной обмотки трансформатора напряжения

Наименование прибора, тип и место установки	Потребляемая мощность одной обмотки ВА	Число обмоток	Число Приборов	Общая потребляемая мощность, ВА
Вольтметр Э - 335	СШ	2	1	2	4
Ваттметр Д - 335	Ввод от трансформатора	1,5	2	2	6
Варметр Д - 335		1,5	2	2	6
Итого:	16

Результирующая расчетная нагрузка трансформатора напряжения каждой секции(ВА). Так как (ВА) > (ВА), то выбранный трансформатор напряжения НАМИ-10/100-0.5-УХЛ1 проходит проверку по вторичной нагрузке.

6.5 Выбор токоведущих частей на всех классах напряжения

6.5.1 Выбор сборных шин высшего напряжения

Сборные шины ВН на 110 кВ выполняются из гибких подвесных проводов круглого сечения. Материал - многопроволочный алюминиевый провод со стальным сердечником (марка АС).

Сечение сборных шин выбирается по условию:

, где

- допустимый ток для данного сечения проводника;

- максимальный ток ремонтного или послеаварийного режима наиболее нагруженного присоединения, определяется с учетом рекомендаций табл. 6.1 .

Выбор сечения для U=110 кВ проверяется по условию отсутствия короны. Выбираем провод марки АС - 70/11 [2].

Проверка на корону не требуется, т.к., согласно ПУЭ, для U = 110 кВ минимальное сечение, для которого необходимо осуществлять проверку на корону, должно быть меньше .

6.5.2 Выбор ошиновки силового трансформатора

Ошиновка на стороне НН выполняется гибкими подвесными проводами круглого сечения. Материал - многопроволочный алюминиевый провод со стальным сердечником (марка АС).

Сечение сборных шин и ошиновок в пределах распределительного устройства в соответствии ПУЭ выбирается по условию нагрева длительно допустимым током нагрузки:

,

где - допустимый ток для данного сечения проводника;

(А) - определяется по табл. 6.1. для стороны НН.

Выбираем в качестве ошиновки НН силового трансформатора 3 провода на фазу марки АС - 185/29 по [2] с допустимым током (А). Условие выполняется.

Выбранные сечения ошиновки проверяется по условию термической стойкости, принимая, что установлена максимальная токовая защита:

,

где - интеграл Джоуля для цепи отходящей кабельной линии; (с); (с); - для сталеалюминиевых проводов гибкой связи.

.

По термической стойкости данный провод проходит, так как , поэтому принимаем в качестве ошиновки НН 3 провода на фазу марки АС - 185/29 с (А).



6.5.3 Выбор кабельных линий к потребителю на стороне 10 кВ

Сечение силовых кабелей выбирается по экономической плотности тока:

,

где - максимальный длительный ток нормального режима (А);

- по [6, табл. П3.3] нормированная (экономическая) плотность тока для кабелей с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами.

Максимальный длительный ток нормального режима определяется по формуле:

,

где - число кабельных линий; (МВА) - максимальная нагрузка на стороне НН (по заданию).

(А).

Определим сечение силовых кабелей:

.

Принимаем по [12] кабель АПвПУ (кабель с алюминиевой жилой с изоляцией из сшитого полиэтилена (пероксидная сшивка), в оболочке из полиэтилена) 1х70/15-10 сечением 70 , с (А).

Для кабельной линии допустимый длительный ток зависит от способа прокладки кабеля:

(А),

где - поправочный коэффициент, зависящий от числа кабелей в траншее и расстояния между ними. По [1, табл.1.3.26] для двух кабелей в траншее и расстояния между ними 100 (мм).

Коэффициент фактической загрузки в режиме перегрузки:

.

Коэффициент предварительной загрузки:

.

По [1, табл.1.3.1] для этих коэффициентов .

Необходимое условие проверки кабеля по перегрузочной способности выполняется:

.

Выбранные сечения кабелей проверяются по условию термической стойкости, принимая, что на кабеле установлена максимальная токовая защита:

,



где - интеграл Джоуля для цепи отходящей кабельной линии; (с); (с); - для кабелей 10 кВ с алюминиевыми жилами.

.

По термической стойкости данный кабель не проходит, так как поэтому установим на кабеле токовую отсечку и перепроверим по условию термической стойкости:

где - интеграл Джоуля для цепи отходящей кабельной линии; (с); (с); - для кабелей 10 кВ с алюминиевыми жилами.

.

По термической стойкости данный кабель проходит, так как поэтому примем кабель АПвПУ 1х70/15-10 для дальнейших расчетов.

Проверка кабеля на невозгораемость производится в следующих случаях:

1)когда сечение потребительского кабеля выбрано по термической стойкости исходя из времени действия отсечки;

2)если кабель, питающий трансформатор собственных нужд, подключен к секциям 6-10 кВ через выключатель.

Проверка на невозгораемость заключается в определении температуры нагрева кабеля за время КЗ и сравнения полученного расчетного значения с допустимым.

Температура жилы в начале короткого замыкания:

где фактическая температура окружающей среды во время КЗ, ;

значение длительно допустимой температуры жилы, ,

значение температуры окружающей среды (земля);

значение тока перед КЗ, А;

значение длительно допустимого тока, А.

Для кабелей 10 кВ с изоляцией из СПЭ:

Тепловой импульс со временем отключения тока КЗ 0,4 с и более рассчитывается по формуле

,

где bпостоянная, характеризующая теплофизические характеристики материала жилы, равная 45,65 для алюминия.

Температура нагрева жилы кабеля определяется по выражению:

где температура жилы в конце КЗ, ;

а величина, обратная температурному коэффициенту электрического сопрот...