Расчет электрической части ПС 500/110/10

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Разработка структурной схемы проектируемой подстанции

1.1 Составление баланса нагрузок на шинах всех напряжений

По заданным характеристикам потребителей подсчитывается полная нагрузка в максимальном режиме на шинах всех напряжений, с которых распределяется мощность (СН1, СН2, НН) по формуле:

,МВ•А,

где n-число линий;

Р_max,w -нагрузка одной линии;

К_одн-коэффициент одновременности;

cosц-коэффициент мощности.

МВ•А

МВ•А

МВ•А

На шинах высшего напряжения подстанций без синхронных компенсаторов полная мощность нагрузки складывается из нагрузок на шинах среднего и низшего напряжений (потреблением на собственные нужды ПС пренебрегаем)

, МВ•А

МВ•А

1.2 Выбор количества и мощности трансформаторов (автотрансформаторов)

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении одного из параллельно работающих трансформаторов (АТ) оставшийся в работе, с учетом его допустимой перегрузки и резерва по сетям СН и НН обеспечивал питание потребителей I и II категорий.

На трансформаторной подстанции на четыре напряжения согласно [1] устанавливается два автотрансформатора и два двухобмоточных трансформатора.

1.2.1 Определяется мощность двухобмоточных трансформаторов Т1 и Т2.

МВ•А,

по [2] принимаем к установке трансформатор ТДН-16 110/10,5

МВ•А

по [3] принимаем к установке трансформатор АТДЦТН-250000/500/110

МВ·А,

где -расчётная максимальная мощность нагрузки, передаваемой через трансформатор.

Технические данные выбранных трансформаторов сведены в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 Технические данные трансформаторов.

Тип трансформа тора	Номинальная мощность S, МВ А	Номинальное напряжение, кВт	Потери, кВт	Напряжение короткого замыкания, %	Ток холос того хода, %
	АТ	Обм. НН	ВН	НН	Холостого хода	Короткого замыкания
ТДН 16000/110/10,5		115	11	18	85	10,5	0,7
АТДЦТН 250000/500/ 110	250	100	500	121	200	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН	0,4
						690	280	230	13	33	18,5

1.3 Составление структурной схемы подстанции

После выбора типа и мощности автотрансформаторов составляется структурная схема

Рисунок 1.1 Структурная схема подстанции 500/110/35/10 кВ.



2. Разработка принципиальной электрической схемы проектируемой ПС

Упрощённая принципиальная электрическая схема ПС разрабатывается на основании структурной схемы с учётом требований изложенных в [1] в соответствии с рекомендациями [3].

2.1 Выбор и описание схемы электрических соединений на стороне ВН

Выбор той или иной схемы зависит от:

- напряжения;

- количества присоединений (линий, трансформаторов);

- вида воздушных линий (параллельные, одиночные);

- схемы подключения к питающей сети;

- мощности трансформаторов.

Для ОРУ-500 кВ проектируемой ПС имеющего 6 присоединений (два автотрансформатора, четыре линии), применяется типовая схема 500-15 - трансформатор шины с присоединением линий через два выключателя, поскольку перспектива расширения ОРУ-500 кВ не предусматривается.

В цепи каждой линии установлено два выключателя, автотрансформаторы присоединяются к шинам без выключателя (устанавливаются разъединители QS1, QS2 с дистанционным приводом). В нормальном режиме работы все выключатели включены, обе системы шин находятся под напряжением.

Схема имеет высокую надёжность. При повреждении АТ1 отключаются все выключатели, присоединённые к K1С. Работа линии при этом не нарушается. После отключения АТ1 со всех сторон отключается дистанционно QS1 и схема со стороны ВН включением всех отключившихся выключателей.

При КЗ на одной из систем шин, например K1С, отключаются выключатели Q2С, Q4С, Q6С, Q8С и АТ2 на время работ по ликвидации аварии. В работе остаются все линии и АТ1.

Повреждения на линии отключаются двумя выключателями.

Вывод в ремонт выключателей прост и не сопровождается отключением присоединений. При ремонте одной из систем шин в работе остаются все линии и один АТ.

Разъединители используются только для вывода в ремонт оборудования, никаких оперативных переключений ими не производят. Это упрощает обслуживание ОРУ и повышает безопасность переключений.

Схема простая, наглядная, экономичная.

Основным недостатком схемы является отключение коротких замыканий на линии двумя, а на сборных шинах - четырьмя выключателями.

2.2 Выбор и описание схемы электрических соединений на стороне СН1

Для ОРУ среднего напряжения 110 кВ, имеющего 10 присоединений (4 трансформатора и 6 одиночных линий), руководствуясь [3], принимается типовая схема 110-13- две рабочие и обходная системы шин.

В нормальном режиме обе секции рабочей системы шин находятся под напряжением, а обходная система шин отключена. Включены выключатели всех присоединений и шиносоеденительный выключатель, а обходной выключатель QBG отключен. Отключены также разъединители всех присоединений и обходной СШ (QSB).

На первую систему шин K1G включен трансформатор Т1, АТ1 и линии W1, W3G, W5G, на вторую секцию - Т2, АТ2 и линии W2G, W4G, W6G.

Обходная система шин охватывает все присоединения и необходима для вывода в ремонт выключателя любого присоединения без отключения этого присоединения. На время ремонта основного выключателя его заменяет обходной выключатель QBG.

Надёжность схемы достаточно высокая при подключении одиночных линий. Если произойдёт КЗ на секции K1G, то отключатся Т1, АТ1 и линии W1G, W3G, W5G на всё время ремонтных работ. Потребители будут получать питание по оставшимся в работе линиям от Т2, АТ2. если повреждение на секции требует продолжительного ремонта, то можно подключить Т1 через обходную систему шин и обходной выключатель на исправную секцию и ввести его в работу. При КЗ на линии, например W2G, отключается выключатель Q2G. В случае его отказа отключении КЗ с линии переходит на секцию K2G, и отключаются все присоединения, зафиксированные за этой секцией, на время, необходимое для вывода в ремонт Q2G.

Схема не сложная в обслуживании, разъединители используются только для вывода в ремонт оборудования. Схем не дорогая - на 10 присоединений требуется 12 выключателей.

Неудобство схемы связано с необходимостью относительно большого количества операций разъединителями.

2.3 Выбор и описание схемы электрических соединений на стороне СН2

Для РУ-35 кВ, имеющего 6 присоединений (два трансформатора и 4 линий) принимается типовая схема 35-9 - одна система шин, секционированная выключателем QKH. В нормальном режиме работ все выключатели включены. На каждую секцию подключено по 4 линии и одному вводу от трансформатора.

Схема имеет достаточно высокую надежность, поскольку для потребителей I и II категорий предусмотрено резервирование по сети.

При КЗ на секции шин отключаются все присоединения этой секции на время ремонтных работ, потребители III категории обесточиваются, а потребители I и II категорий получают резервное питание с шин другой ПС.

При повреждении Т1 отключается вводной выключатель Q1H, но потребители, подключенные к K1H, питаются от другого трансформатора через секционный выключатель.

При выводе в ремонт выключатель, присоединения отключаются на всё время ремонтных работ.

Схема недорогая, удобная и простая в обслуживании.

2.4 Выбор и описание схемы электрических соединений на стороне НН

Для РУ-10 кВ, имеющего 8 отходящих кабельных линий выбирается схема 10-1 - одна одиночная, секционированная выключателем, система шин. Принимается раздельная работа трансформаторов для снижения токов КЗ. На секционном выключателе предусматривается устройство АВР.

Распределительное устройство выполняется с использованием ячеек КРУН с выключателями на выкатных тележках, что позволяет отказаться от разъединителей. Их функции выполняют втычные контакты выкатной тележки.

КРУН позволяет увеличить надёжность схемы, улучшить условия эксплуатации, снизить затраты на сооружение РУ-10 кВ.

На каждую секцию подключено по 4 кабельные линии и одному вводу от трансформатора. В нормальном режиме включены выключатели всех присоединений, секционный выключатель отключён.

Схема обеспечивает достаточно надёжное питание потребителей I и II категорий только при наличии резервирования. Предусматривается наличие резервного питания по сети от шин другой ПС. При КЗ на секции К1К отключается вводной выключатель Q1K, и секция обесточивается на всё время ремонтных работ. При этом потребителей III категории отключаются, а потребители I и II категорий питаются по резервным линиям.

Короткое замыкание на линии отключается одним выключателем, но если происходит отказ в отключении выключателя, то КЗ с линии переходит на секцию. Отключается вся секция на время, необходимое для вывода в ремонт линии и неотключившегося выключателя.

Схема наглядна, проста и удобна в обслуживании, экономична.



3. Выбор оперативного тока, схемы питания СН и ТСН

На всех ПС устанавливаются не менее двух трансформаторов СН. Мощность ТСН, питающих шины 0,4 кВ, должна выбираться в соответствии с нагрузками в разных режимах работы ПС с учётом коэффициентов спроса, а также перегрузочной способности трансформаторов в послеаварийных режимах.

Мощность каждого ТСН с U_НН = 0,4 кВ, должна быть не более 630 кВ•А для ПС 500 кВ.

На подстанции с постоянным дежурством

,

где К_п - коэффициент допустимой аварийной перегрузки, принимается равным 1,4;

S_расч - расчётная максимальная нагрузка на ТСН.

Определяется суммированием установленной мощности отдельных приемников с учетом коэффициента спроса К_с и cosц.

,кВ•А

3.1 Выбор оперативного тока

На подстанции 500 кВ применяется постоянный оперативный ток с установкой двух аккумуляторных батарей.

Рисунок 3.1. Упрощенная принципиальная схема ПС 500/110/35 кВ



4. Расчёт токов короткого замыкания

4.1 Для проверки аппаратов и токоведущих частей по термической и электродинамической стойкости, для проверки выключателей по отключающей способности в заданных присоединениях необходимо определить токи трёхфазного КЗ.

4.1.1 Составление расчётной схемы электрической сети. На основании структурной схемы подстанции, с учётом принятых схем электрических соединений и режима работы трансформаторов, вычерчивается расчётная схема установки.

Рисунок 4.1.

4.2 Составление эквивалентной схемы замещения прямой последовательности

Составляется эквивалентная схема замещения, в которой все элементы представляются в виде индуктивных сопротивлений, величина которых подсчитывается по формулам. Для удобства и однотипности расчётов рекомендуется вести подсчёт в относительных единицах, приведённых к базовой мощности МВ•А.

Величины сопротивлений указываются на схеме замещения на рисунке 4.2

Рисунок 4.2 Эквивалентная схема замещения.

4.3 Определение параметров схемы замещения

; МВ•А

Генератор:

Т1-Т6

Система:

Воздушная линия:

Ом/км

Автотрансформатор:

Трансформатор ТДН16

Преобразование схемы замещения:

По результирующим схемам замещения в таблице 4.1 ведётся расчёт токов КЗ.

Таблица 4.1

Точка КЗ	К-1	К-2	К-3
Uср, кВ	515	115	37
Источник	С,ЭС	С,ЭС	С,ЭС
Xрез, о.е.	0,183	0,458	0,843
, кА
Е”* (таблица 3-4 из [4])	1,09	1,09	1
, кА
Мощность источников питания, МВ•А
			18,5/101,86=0,02
		11,95	18,5
Ку (таблица 3.6 [2])	1,85	1,935	1,935
ф=0,01+tс.в, с	(ВГУ-500)	(ВГУ-110)	(ВВЭ-М-10)
Та, с (таблица 3.6 [2])	0,06	0,15	0,05
кА
, о.е.	1	1	1

Результаты расчётов токов КЗ сводятся в таблицу 4.2, которая в дальнейшем используется при определении расчётных значений токов КЗ для выбора токоведущих частей и аппаратов.

Таблица 4.2

Точка КЗ	, кВ	, кА	, кА	, кА	, кА
К-1	515	6,67	6,67	17,45	5,18
К-2	115	11,95	11,95	32,7	13,35
К-3	37	18,5	18,5	50,6	16,35



5 Выбор аппаратов, токоведущих частей и изоляторов

5.1 Расчёт токов продолжительных режимов работы I_норм, I_max для заданных цепей

Для цепи автотрансформатора 500кВ

А

А

Для цепи автотрансформатора на стороне СН

А

А

Для цепи воздушной линии 35 кВ.

А

Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей и изоляторов в цепи автотрансформатора 500 кВ.

Таблица 5.1 Выбор выключателей и разъединителей на стороне 500 кВ

Расчётные данные	Каталожные данные
	ВГУ-500Б-40/3150У1	РДЗ-500
Uуст=500 кВ	Uном=500 кВ	Uном=500 кВ
Imax=400 А	Iном=3150 А	Iном=3150 А
Iпф=6,67 кА	Iном.откл=40 кА	---
Iп.0=6,67 кА	Iдин=40 кА
iаф=5,18 кА		---
iуд=17,45 кА	iдин=102 кА	iдин=160 кА
Привод	Отключение-пневматическое включение-пружинное	ПДН-1У1

Выбор измерительных трансформаторов тока. В ячейке выключателя устанавливаются трансформатор ТФЗМ-500, а на вводах ВН автотрансформатора - ТВТ-500.

Таблица 5.2

Расчётные данные	ТФЗМ-500	ТВТ-500-I-750/1
Uуст=500 кВ	Uном=500 кВ	Uном=500 кВ
Imax=400 А	Iном1=500 А; Iном2=1 А	Iном1=750 А; Iном2=1 А
iуд=17,45 кА	iдин=90 кА	не проверяется
Вк=9,34 кА2•с	кА2•с	=кА2•с
Z2= 1,95 Ом	S2=30 В•А В кл.т. 0,5	Z2ном= 60 Ом в кл.т. 1

Проверка по вторичной нагрузке ТА.

В таблице 5.3 подсчитывается вторичная нагрузка от измерительных приборов

Прибор	Тип	Мощность потребляемая КИП (Sприб, В А) по фазам
		А	В	С
амперметр	Э-335	0,5	-	-

Наиболее нагружена фаза А, поэтому расчет нагрузки на ТА от приборов в Омах ведется для этой фазы.

Определяем нагрузку на трансформатор тока с учётом всех элементов сети.

Сопротивление приборов

Ом

Допустимое сопротивление жил кабеля:

,Ом,

,Ом

R_к- сопротивление контактов при числе приборов меньше трёх, R=0,05 Ом.

Допустимое сечение провода определяется по формуле

мм², мм²

Где =0,0175 Ом•мм²-удельное сопротивление меди.

Так как один трансформатор тока

Для ПС 500 кВ выбирается длина кабеля -175 м.

Выбираем стандартное сечение q_ст=2,5 мм²

Тип контрольного кабеля - КРВГ

Действительная нагрузка на ТА составляет:

Ом.

Выбор трансформатора напряжения на стороне 500 кВ.

Выбираем трансформатор напряжения НКФ-500-78, технические характеристики которого сводим в таблицу 5.4.

Таблица 5.4

Тип	кл U кВ	Номинальное напряжение обмоток кВ.	Ном. мощн. В·А в классе точности	Ном.S втор. общ. В·А
		первичная	основная втор.	доп. втор.	0,2	0,5	1	3
НКФ-500-78	500	500/	100/	100	-	-	500	1000	2000

Таблица 5.5. Определение нагрузки на ТV

прибор	тип	S одной обм. В·А	Число обмоток	Число приборов	SПРИБ. В·А
Вольтметр	Э-335	2	1	1	2
Регистрирующий вольтметр	Н-394	10	1	1	10
Частотомер регистрирующий	Н-397	7	---	1	7
Фиксирующий прибор	ФИП	3	1	1	3
Ваттметр	Д-335	1,5	2	2	6
Счетчик активной и реактивной энергии	Меркурий 230 AR	2	3	2	12
Итого	40

S_расч=40 В•А<S_ном=500 В•Ах3=1500 В•А

Выбор токоведущих частей и изоляторов на напряжение 500 кВ.

На напряжение 500 кВ ошиновка выполняется гибкими проводами марки АС. Минимальное сечение гибкой ошиновки для ОРУ-500 кВ по условию короны должно быть 3хАС-500/64. выбор производится по нагреву:

I_доп>I_max;

А > I_max=400 А

Гибкие токопроводы проверяются на электродинамическую стойкость только при условии , т.к. кА - проверка не производится.

На термическую стойкость проверка также не производится, т.к. ошиновка выполнена голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка на корону производится по условию: ,

Где Е-напряжённость электрического поля около поверхности провода. Коэффициент 1,07 учитывает повышение напряженности на среднем проводе (при горизонтальном расположении проводов) на 7% по отношению к крайним проводам.

Е₀-начальная критическая напряжённость электрического поля, кВ/см

,

Где м-коэффициент учитывающий шероховатость провода = 0,82

Где r0 =

кВ/см

Для расщеплённого провода, значение Е определяется:

,

где:

n-число проводов в фазе;

r-радиус провода;

а - расстояние между проводами фазы.

n=3; d_пр=3,06 см (r₀=1,53 см); а=40 см

Д_ср=1,26 х Д, Д=756 см.

r_экв- эквивалентный радиус провода.

см

кВ/см

< 0,9 х Е₀=0,9 х 30,83=27,74 кВ/см

Условие по короне выполняется

Выбираем изоляторы типа ПС-70Д, количество-32 шт.

Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей и изоляторов в цепи ввода АТ со стороны 110 кВ.

Для установки в цепи АТ 110 кВ принимаются элегазовые выключатели типа ВГУ-110-40У1 и разъединители типа РДЗ-110-2000.

Параметры аппаратов сводим в таблицу 5.6

Таблица 5.6 .

Расчётные данные	Каталожные данные
	ВГУ-110-40У1	РДЗ-110-2000
1	2	3
Uуст=110 кВ	Uном=110 кВ	Uном=110 кВ
Imax=1837 А	Iном=2000 А	Iном=2000 А
Iпф=11,95 кА	Iном.откл=40 кА	---
iаф=13,35 кА		---

1	2	3
Iп.0=11,95 кА	Iдин=40 кА	---
iуд=32,7 кА	iдин=102 кА	iдин=100 кАІ
Привод	Отключение-пневматическое Включение-пружинное	ПР-180, ПД-5

Выбор токоведущих частей и изоляторов ввода трансформатора на напряжение 110 кВ ошиновка выполняется проводами марки АС.

Сечение выбирается по нагреву I_max=1837 А выбираем провод 2 АС-500/27, d_пр=2,94 мм, r_пр=1,47 см.

Проверка по условию короны:

кВ/см

кВ/см

кВ/см

кВ/см кВ/см

Условие 1,07Е < 0,9Е_О выполняется

Для крепления ошиновки используются изоляторы ПС-70Д в количестве 9 шт в гирлянде.

Выбор контрольно-измерительных приборов и ТА.

Для цепи АТ-110 кВ (СН) принимаются к установке КИП: амперметр, ваттметр, варметр, счетчики активной и реактивной энергии.

Нагрузка приборов в токовых цепях указана в таблице 5.7.

Таблица 5.7.

приборы	тип прибора	Sприбора, В·А
		А	В	С
амперметр	Э-335	0,5
ваттметр	Д-335	0,5		0,5
варметр	Д-335	0,5		0,5
счетчик акт/реакт. энергии	Меркурий 230	0,1	0,1	0,1
итого	1,6	0,1	1,1

В цепи АТ 110кВ устанавливается два типа трансформаторов тока: ТВТ-110 - встроенные во ввод АТ, и ТФЗМ-110-У1 в ячейке выключателя

Параметры ТА для сравнения с расчетными данными сводим в таблицу 5.8.



Таблица 5.8.

Расчетные данные	Каталожные данные
	ТВТ-110-III-2000/5	ТФЗМ-110-Б3-У1
UУСТ.=110кВ	UНОМ.=110кВ	UНОМ.=110кВ
IМАХ=1837А	IНОМ 1=2000А, IНОМ 2=5А,	IНОМ 1=2000А, IНОМ 2=5 А,
iуд=32,7 кА	не проверяется	iдин=212 кА
ВК=30 кА2с		ВК=0,82·3=1920 кА2·с
Z2=2,61 Ом	Z2НОМ= 2 ОМ вкл. точ.1	Z2НОМ=2 ОМ вкл. точ.0,5

Проверка ТА (ТФЗМ) по вторичной нагрузке

Ом

Z_ПР=20 - 0,06 - 0,1=18,3 Ом

мм²

L_РАСЧ=L=130 м

Выбираем стандартное сечение q_СТ. 2,5 мм² контрольный кабель КРВГ Действительная нагрузка на ТА. Ом

Значение Z₂=2,61 Ом заносится в таблицу 5.8.

На шинах РУ среднего напряжения устанавливается трансформатор напряжения НКФ-110-83

Параметры трансформатора напряжения указаны в таблице 5.9

Таблица 5.9

Тип	UНОМ кВ	UНОМ обмоток, В	Ном. мощн. В·А в классе точности	SНОМ предел. В·А	Схема соединений
		перв.	осн. втор.	доп. втор.	0,2	0,5	1	3
НКФ-110-83	110	110000/	100/	100	-	400	600	1200	2000	1/1/1-0-0

Расчет нагрузки на ТV сведен в таблицу 5.10

Таблица 5.10

Приборы	Тип	Мощн. обм. В·А	Число обмоток	Число приборов	Полная мощность В·А
Сборные шины
Вольтметр регистр.	Н-397	7	1	2	14
Вольтметр UФ.	Э-335	2	1	2	4
Воздушные линии
Ваттметр	Д-335	1,5	2	6	18
Варметр	Д-335	1,5	2	6	18
Счетчик акт./реакт. энергии	Меркурий-230	2,5	3	6	45
Ввод АТ
Ваттметр	Д-335	1,5	2	2	6
Варметр	Д-335	1,5	2	2	6
Счетчик а/р энер.	Меркурий-230	2,5	3	2	15
Итого	126

S₂=126 В·А УS_2НОМ=400Ч3=1200 В·А вкл. т. 0,5

Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей и изоляторов в цепи воздушной линии 35 кВ.

В цепях ВЛ-35 кВ для установки принимается вакуумный выключатель ВБЭС-35-25 УХЛ2, разделитель типа РДЗ-35. Параметры выбранных аппаратов сравниваются в таблице 5.11



Таблица 5.11

Расчетные данные	Каталожные данные
	ВБЭС-35-25УХЛ2	РДЗ-35/1000 У1
Uуст=35кВ	Uном=35кВ	Uном=35кВ
Imax=376А	Iном=630А	Iном=1000А
Iпф=18,5кА	Iном.откл=25кА	---
iаф =16,35 кА		---
Inо=18,5 кА	Iдин=25 кА	---
iуд=50,6 кА	iдин=63 кА	iдин=63 кА
ВК=I2 n.О·(tотк.+Ia) = =18,52·(1,5+0,15)=565 кА2с		ВК=252·4=2500кА2·с
Привод	электромагнитный	ПД-1У1

Выбор ошиновки и изоляторов в цепи ввода ВЛ-35 кВ.

В пределах РУ сечение ошиновки выбирается по условию нагрева:

I_max ? I_доп По I_max=376А выбирается провод марки АC-120/19

I_доп =390А, d_пр=15,2мм.

Проверка на корону по условию 1,07Е ?0,9 Е_О

r_o=d_пр=15,2 мм=1,52 см; m=0,82

кВ/см

D=2м=200 см D_ср=1,26·200=252

кВ/см 1,07·3,67=3,9 < 0,9·30,87=27,78 кВ/см

Для крепления ошиновки используются изоляторы ПС-70Д по 4 шт. в гирлянде.

Выбор контрольно-измерительных приборов и трансформаторов тока в цепи ВЛ-35 кВ.

В линии 35 кВ устанавливаются амперметр и счетчики активной и реактивной энергии на тупиковых потребительских линиях.

Таблица 5.12

Прибор	Тип прибора	S прибора, В·А
		А	С	N
Амперметр	Э-335	0,5	-	-
Счетчик активной и реактивной энергии	Меркурий 230 AR	0,5	0,5	0,5
Итого	1	0,5	0,5

В ячейку выключателя устанавливаются ТА типа ТФЗМ-35-400/5.

Параметры трансформатора тока сведены для сравнения в таблице 5.13

Таблица 5.13

Расчетные данные	ТФЗМ-35-400/5
Uуст=35кВ	Uном=35кВ
Iмах=376А	Iном1=400А, Iном2=5А,
Iуд=50,6кА	Iдин=63 кА
ВК=565 кА2с	ВК=212 ·3=1323кА2с
Z2=0,84 Ом	Z2НОМ =1,2 Ом в кл. точн. 0,5

Общее сопротивление приборов

Ом Z_пр=Z_2ном-Z_приб-r_k,

где r_k = 0,05 Ом Ом.

Расчетное сечение контрольного кабеля

, где L_РАСЧ= L = 60 м мм²

Выбираем кабель стандартного сечения 2,5 мм² марки КРВГ

Расчетная нагрузка на ТА

Ом

Значение Z₂=0,84 Ом записывается в таблицу 5.13

Выбор трансформаторов напряжения установленных на сборных шинах 35 кВ

Выбирается трансформатор напряжения 3НОЛ-35

Параметры ТV выписаны в таблицу 5.14

Таблица 5.14

Тип	Uном кВ	Uном обмоток, В	Ном. мощн. В·А в классе точности	Smax В·А максимальная мощность
		первичной кВ	осн. втор. В	доп. втор. В	0,2	0,5	1	3
ЗНОЛ-35Б	35	35/	100/	100:3	-	150	300	600	1000

Нагрузка на ТV

Таблица 5.15

Приборы	Тип	SОБМ. В·А	Число обмоток	Число приборов	Полная S В·А
Воздушные линии
Счетчики акт/реакт энергии	Меркурий- 230 AR	2	3	2	12
Сборные шины
Вольтметр	Э-335	2	1	2	4
Ввод АТ
Ваттметр	Д-335	1,5	2	1	3
Варметр	Д-335	1,5	2	1	3
Счетчик акт/реак	Меркурий-230 AR	2	3	1	6
Итого	28

S₂=28 В·А УS_2ном=150Ч3=450 В·А

Таблица 5.16



6. Выбор заземляющих дугогасящих реакторов

Электрические сети 6-35 кВ работают или с изолированной (незаземлённой) или компенсированной (резонансно-заземлённой) нейтралью. Режим работы нейтрали в таких сетях зависит от величины ёмкостного тока при однофазном замыкании на землю I_c, напряжения сети и типа опор воздушных линий электропередачи.

Подсчитываем ёмкостный ток сети при однофазном замыкании на землю в нормальном эксплуатационном режиме работы схемы.

Ёмкостный ток кабельных линий определяем по формуле:

А,

где U-междуфазное напряжение, кВ;

l_KW-длина одной кабельной линии, км.

А, что равно допустимому, I_доп=20А

Установка дугогасящих реакторов не требуется.



7. Выбор типа и конструкции распределительного устройства

ОРУ - 35 кВ рассчитаны на применение в районах с обычными полевыми загрязнениями и при высоте установки не свыше 1000м над уровнем моря.

Портальные конструкции для подвески ошиновки приняты из сборного железобетона.

Высота ячейковых порталов - 7,85м, шинных - 6,1м.

Опоры под оборудования разработаны из унифицированных железобетонных элементов ( свай и варианто из стоек ) с металлическими конструкциями наверху, к которым крепятся аппаратура.

Оборудование:

Работа выполнена применительно к оборудованию 35 кВ с изоляцией категории «А», выпускаемому отечественной промышленностью на время разработки проекта.

Высота установки оборудования выбрана с соблюдением требуемых ПУЭ - 86 электрических габаритов до фарфора и ошиновки, с учетом принятых в проекте стрел провеса проводов и возможности прокладки наземных кабельных лотков вблизи любого из аппаратов.

Ошиновка:

Ошиновка ОРУ предусмотрена алюминиевыми и сталеалюминевыми проводами марок АС.

Крепления проводов к порталам предусмотрено при помощи изоляторов. Соединения проводов ( в ответвлениях ) предусмотрена при помощи прессуемых зажимов. Однако, при освоении монтажными организациями сварки проводов рекомендуется приварка ответвлений, как более прогрессивный способ соединения.

Присоединения проводов к аппаратам осуществлено с использованием соответствующих прессуемых аппаратных зажимов.

Натяжные зажимы для крепления ошиновки к изоляторам включены в чертежи комплектации гирлянд и в соответствии с номенклатурой СКТБ треста «Электросетьизоляция» приняты для поводов сечением до 240 мм² - болтовое, а для проводов больших сечений - прессуемые.

Стрелы провеса проводов ошиновки выбраны с учетом допускаемых тяжений на портальные конструкции с соблюдением необходимых электрических габаритов по ПУЭ.

Конструктивные решения:

ОРУ - 35 кВ выполнено на основании разработок института «Энергосетьпроект». В основу конструкции, данного ОРУ положены следующие принципы компоновки.

- Распластное расположение всей аппаратуры.

- Применение для ошиновки только гибких проводов.

- Размещение дорог и оборудования, обеспечивающее свободный подъезд механизмов и передвижных лабораторий при ремонтных работах.

- Максимальная унификация конструктивных элементов ОРУ в отношении расстояний между аппаратами и строительными конструкциями независимо от типа высоковольтного оборудования и порталов ошиновки.

- Возможность расширения ОРУ как в пределах первоначальной схемы, так и при переходе к другим схемам с однотипным оборудованием.

Шаг ячейки независимо от типа компоновки принят 6 м с учетом соблюдения всех требуемых ПУЭ электрических габаритов. При этом шаге обеспечивается возможность установки в ОРУ высоковольтных аппаратов.

Грозозащита:

Защита оборудования и ошиновки ОРУ от прямых ударов молнии предусмотрена при помощи молниеотводов, установленных непосредственно на сойках ячейковых порталов. Высота молниеотвода h= 15,85 м.

Строительные конструкции:

Строительная часть ОРУ 35 кВ разработана с учетом использования следующих основных типовых конструкций:

1.Унифицированные опоры под оборудования для ОРУ 35 - 500 кВ серия

3.407 - 93 инв. № 5800 тм.

2. Унифицированные железобетонные порталы ОРУ 35 - 110 кВ серия

3.407 - 97 инв. № 7026 тм.

3. Унифицированные стальные порталы ОРУ 35 - 150 кВ серия

3.407 - 98 инв. № 7027 тм.

Строительная часть проекта разработана с учетом применения как железобетонных, так и стальных порталов. Железобетонные порталы могут применяться «тяжелого» или «легкого» типов для всех компоновок.

1. Порталы железобетонные со стойками ВС. Стойки порталов устанавливаются в сверлильные котлованы, опоры под оборудование из свай.

2. Порталы стальные. Фундаменты под стойки порталов и опор под оборудование выполняются из подножников.

3. Порталы стальные. Фундаменты под стойки порталов и опор под оборудование выполняются из свай.



8. Расчет релейной защиты, линии 35 кВ

Для защиты блока линия-трансформатор применяются следующие виды релейной защиты:

1.Комплект от междуфазных КЗ, состоящий из:

а) Токовой отсечки без выдержки времени.

б) Максимальной токовой защиты с выдержкой времени.

2.Комплект от коротких замыканий на землю, в который входит:

а) Мгновенная токовая отсечка нулевой последовательности.

б) Токовая защита нулевой последовательности с выдержкой времени.

Рассчитываются токи 3-х фазных и 2-х фазных КЗ протекающие через проектируемые защиты при КЗ в начале и в конце защищаемой ЛЭП, а также при КЗ за трансформатором.

Расчет ведется по формулам:

С использованием схемы замещения сети, применяемой при расчете токов К.З. для выбора электрооборудования, имеем:

Здесь: Х_{РЕЗ К-3} - результирующее сопротивление схемы замещения до сборных шин, от которых отходит проектируемая ЛЭП

Х_Л; Х_Т - сопротивление ЛЭП и трансформатора которые определяются по формуле:

,

где Х_УД = 0,4 ОМ/км L =15 км (по заданию);

S_Б.=1000 МВ·А U_СР = 37 кВ

где U_K=10,5% - напряжение короткого замыкания трансформатора

ТРДНС - 25000/10,5

Результаты расчетов токов К.З. сводим в таблицу 8.1.

Таблица 8.1.

Точки К.З.	Токи К.З. К.А.
К-3	18,5	18,5·0,87=16,1
К-4		3·0,87=2,61
К-5		1,65·0,87=1,43

Здесь кА

Расчет токовой отсечки без выдержки времени от междуфазных К.З.

1.Ток срабатывания Т.О. выбирается по условию отстройки от тока 3х-фазного К.З. протекающего через защиту, при К.З. за трансформатором (в т. К-5)

, где К_ОТС=1,2 - коэффициент отстройки

I_СЗ=1,2·1,65 = 1,98 кА

2. Проеряется чувствительность Т.О. при 2-х фазном К.З. в начале защищаемой линии (в т К-3 и в конце линии К-4) по формуле:

Согласно ПУЭ минимальный коэффициент чувствительности Т.О. при 2-х фазном К.З. в начале ЛЭП должен быть не менее двух т.е.

= 8,05 > 2

Расчет МТЗ от междуфазных КЗ с выдержкой времени.

Выбор тока срабатывания МТЗ ведется по условию отстройки от максимального рабочего тока защищаемой линии по формуле:

А

где: К_ОТС=1,2; К_С.З =2 - коэффициент самозапуска эл. двигателей.

К_В = 0,8 - коэффициент возврата реле тока

I_МАХ - максимальный ток нагрузки ЛЭП:

А

А

2.Чувствительность МТЗ оценивается по коэффициенту чувствительности при 2-х фазных К.З. в конце защищаемой линии за трансформаторами по формулам:

> К_4треб=1,5

> К_4треб=1,2

3.Расчитывается ток срабатывания реле тока МТЗ по формуле

А

Выбирается реле тока типа РТ40/20 с параллельным соединением катушек.

4.Время срабатывания МТЗ выбирается по условию согласования МТЗ трансформатора и составляет t_СЗII=t_{СЗМТЗТР}+Дt?2ч2,5с

Выбираем реле времени типа РВ-01с с диапазоном выдержки времени 0,3ч3 с



10. Технические мероприятия, обеспечивающие безопасность работ со снятием напряжения

При подготовке рабочего места со снятием напряжения должны быть в указанном порядке выполнены следующие технические мероприятия:

произведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов;

на приводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационных аппаратов должны быть вывешены запрещающие плакаты;

проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;

наложено заземление (включены заземляющие ножи, а там, где они отсутствуют, установлены переносные заземления);

вывешены указательные плакаты «Заземлено», ограждены при необходимости рабочие места и оставшиеся под напряжением токоведущие части, вывешены предупреждающие и предписывающие плакаты.

10.1. Отключения

10.1.1. При подготовке рабочего места должны быть отключены:

токоведущие части, на которых будут производиться работы;

неогражденные токоведущие части, к которым возможно случайное приближение людей, механизмов и грузоподъемных машин на расстояние менее указанного в таблице 1.1;

цепи управления и питания приводов, закрыт воздух в системах управления коммутационными аппаратами, снят завод с пружин и грузов у приводов выключателей и разъединителей,

10.1.2. В электроустановках напряжением выше 1000 В с каждой стороны, с которой коммутационным аппаратом на рабочее место может быть подано напряжение, должен быть видимый разрыв. Видимый разрыв может быть создан отключением разъединителей, снятием предохранителей, отключением отделителей и выключателей нагрузки, отсоединением или снятием шин и проводов.

Силовые трансформаторы и трансформаторы напряжения, связанные с выделенным для работ участком электроустановки, должны быть отключены и схемы их разобраны также со стороны других своих обмоток для исключения возможности обратной трансформации.

10.1.3. После отключения выключателей, разъединителей (отделителей) и выключателей нагрузки с ручным управлением необходимо визуально убедиться в их отключении и отсутствии шунтирующих перемычек.

10.1.4. В электроустановках напряжением выше 1000 В для предотвращения ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов, которыми может быть подано напряжение к месту работы, должны быть приняты следующие меры:

у разъединителей, отделителей, выключателей нагрузки ручные приводы в отключенном положении должны быть заперты на механический замок (в электроустановках напряжением 6-10 кВ с однополюсными разъединителями вместо механического замка допускается надевать на ножи диэлектрические колпаки);

у разъединителей, управляемых оперативной штангой, стационарные ограждения должны быть заперты на механический замок;

у приводов коммутационных аппаратов, имеющих дистанционное управление, должны быть отключены силовые цепи и цепи управления, а у пневматических приводов, кроме того, на подводящем трубопроводе сжатого воздуха должна быть закрыта и заперта на механический замок задвижка и выпущен сжатый воздух, при этом спускные клапаны должны быть оставлены в открытом положении;

у грузовых и пружинных приводов включающий груз или включающие пружины должны быть приведены в нерабочее положение;

должны быть вывешены запрещающие плакаты.

Меры по предотвращению ошибочного включения коммутационных аппаратов КРУ с выкатными тележками должны быть приняты в соответствии с пп. 4.6.1,4.6.2 настоящих Правил.

10.1.5. В электроустановках напряжением до 1000 В со всех токоведущих частей, на которых будет проводиться работа, напряжение должно быть снято отключением коммутационных аппаратов с ручным приводом, а при наличии в схеме предохранителей-снятием последних. При отсутствии в схеме предохранителей предотвращение ошибочного включения коммутационных аппаратов должно быть обеспечено такими мерами, как запирание рукояток или дверец шкафа, закрытие кнопок, установка между контактами коммутационного аппарата изолирующих накладок и др. При снятии напряжения коммутационным аппаратом с дистанционным управлением необходимо разомкнуть вторичную цепь включающей катушки.

Перечисленные меры могут быть заменены расшиновкой или отсоединением кабеля, проводов от коммутационного аппарата либо от оборудования, на котором должны проводиться работы. Необходимо вывесить запрещающие плакаты.

10.1.6. Отключенное положение коммутационных аппаратов напряжением до 1000 В с недоступными для осмотра контактами определяется проверкой отсутствия напряжения на их зажимах либо на отходящих шинах, проводах или зажимах оборудования, включаемого этими коммутационными аппаратами.



10.2 Вывешивание запрещающих плакатов

10.2.l. На приводах (рукоятках приводов) коммутационных аппаратов с ручным управлением (выключателей, отделителей, разъединителей, рубильников, автоматов) во избежание подачи напряжения на рабочее место должны быть вывешены плакаты «Не включать! Работают люди».

У однополюсных разъединителей плакаты вывешиваются на приводе каждого полюса, у разъединителей, управляемых оперативной штангой, - на ограждениях. На задвижках, закрывающих доступ воздуха в пневматические приводы разъединителей, вывешивается плакат «Не открывать! Работают люди».

На присоединениях напряжением до 1000 В, не имеющих коммутационных аппаратов, плакат «Не включать! Работают люди» должен быть вывешен у снятых предохранителей, в КРУ - в соответствии с п. 4.6.2 настоящих Правил.

Плакаты должны быть вывешены на ключах и кнопках дистанционного и местного управления, а также на автоматах или у места снятых предохранителей цепей управления и силовых цепей питания приводов коммутационных аппаратов.

10.2.2. На приводах разъединителей, которыми отключена для работ ВЛ или КЛ, независимо от числа работающих бригад, вывешивается один плакат «Не включать! Работа на линии». Этот плакат вывешивается и снимается по указанию оперативного персонала, ведущего учет числа работающих на линии бригад.

10.3 Проверка отсутствия напряжения

10.3.1 Проверять отсутствие напряжения необходимо указателем напряжения, исправность которого перед применением должна быть установлена с помощью предназначенных для этой цели специальных приборов или приближением к токоведущим частям, заведомо находящимся под напряжением.

В электроустановках напряжением выше 1000 В пользоваться указателем напряжения необходимо в диэлектрических перчатках.

В электроустановках напряжением 35 кВ и выше для проверки отсутствия напряжения можно пользоваться изолирующей штангой, прикасаясь ею несколько раз к токоведущим частям. Признаком отсутствия напряжения является отсутствие искрения и потрескивания. На одноцепных ВЛ напряжением 330 кВ и выше достаточным признаком отсутствия напряжения является отсутствие коронирования.

10.3.2 В РУ проверять отсутствие напряжения разрешается одному работнику из числа оперативного персонала, имеющему группу IV - в электроустановках напряжением выше 1000 В и имеющему группу III - в электроустановках напряжением до 1000 В.

На ВЛ проверку отсутствия напряжения должны выполнять два работника: на ВЛ напряжением выше 1000 В - работники, имеющие группы IV и III, на ВЛ напряжением до 1000 В - работники, имеющие группу III.

10.3.3 Проверять отсутствие напряжения выверкой схемы в натуре разрешается:

в ОРУ, КРУ и КТП наружной установки, а также на ВЛ при тумане, дожде, снегопаде в случае отсутствия специальных указателей напряжения;

в ОРУ напряжением 330 кВ и выше и на двухцепных ВЛ напряжением 330 кВ и выше.

При выверке схемы в натуре отсутствие напряжения на вводах ВЛ и КЛ подтверждается дежурным, в оперативном управлении которого находятся линии.

Выверка ВЛ в натуре заключается в проверке направления и внешних признаков линий, а также обозначений на опорах, которые должны соответствовать диспетчерским наименованиям линий.

10.3.4. На ВЛ напряжением 6-20 кВ при проверке отсутствия напряжения, выполняемой с деревянных или железобетонных опор, а также с телескопических вышек, указателем, работающим на принципе протекания емкостного тока, за исключением импульсного, следует обеспечить требуемую чувствительность указателя. Для этого его рабочую часть необходимо заземлять.

10.3.5. На ВЛ при подвеске проводов на разных уровнях проверять отсутствие напряжения указателем или штангой и устанавливать заземление следует снизу вверх, начиная с нижнего провода. При гори...