Размещено на http://www.allbest.ru/

Дипломная работа

Тема: «Расчет проектируемой электрической части тепловой электростанции 360 МВт»



Оглавление

Введение

1. Структурная схема

2. Выбор основного оборудования

2.1 Выбор числа и мощности трансформаторов связи

3. Расчет числа линий

3.1 Выбор количества линий на высоком напряжении (ВН)

3.2 Расчет числа линий на среднем напряжении (СН)

3.3 Расчет числа линий на низком напряжении

3.4 Перетоки мощности

4. Выбор схем РУ

4.1 Схема электроснабжения собственных нужд

5. Выбор схемы электроснабжения и трансформатора собственных нужд

6. Расчет токов короткого замыкания

6.1 Структурная схема

6.2 Расчет сопротивлений

6.3 Расчет токов КЗ в точке К1

6.4 Расчет токов КЗ в точке К2 (секционный выключатель включен)

6.5 Расчет токов КЗ в точке К2 ( секционный выключатель отключен)

6.6 Расчет токов короткого замыкания в точке К3 (секционный выключатель включен)

6.7 Расчет токов короткого замыкания в точке К3 ( секционный выключатель отключен)

7. Выбор электрических аппаратов

7.1 Выбор выключателя на 110 кВ

7.2 Выбор выключателей и разъединителей на 35 кВ

7.3 Выбор выключателей на 10 кВ перед шинами

7.4 Выбор выключателей на 10 кВ на отходящих линиях

8. Выбор токоведущих частей

8.1 Выбор токоведущих частей на 110 кВ

8.2 Выбор токоведущих частей на 35 кВ

8.3 Выбор шин на 10 кВ

9. Выбор измерительных трансформаторов

9.1 Выбор трансформатора тока (ТА) на 110 кВ

9.2 Выбор трансформатора тока (ТА) на 35 кВ

9.3 Выбор ТА в цепи силового трансформатора 10 кВ

9.4 Выбор ТА на отходящих линиях на 10 кВ

9.5 Выбор трансформатора напряжения (ТV) на110 кВ

9.6 Выбор трансформатора напряжения (ТV) на 35 кВ

9.7 Выбор трансформатора напряжения (ТV) на 10 кВ

10. Конструкция ОРУ

11. Расчёт релейной защиты трансформатора собственных нужд

11.1 Расчёт токовой отсечки

11.2 Максимальная токовая защита на стороне 10 кВ

12. Расчет защитного заземления

13. Применение КРУ

14. Охрана труда

15. Расчет технико-экономических показателей подстанции

15.1 Технические показатели подстанции

15.1.1 Установленная мощность всех трансформаторов, автотрасформаторов подстанции

15.2 Энергетические показатели подстанции

15.2.1 Суммарный максимум активной нагрузки потребителей

15.2.2 Годовой полезный отпуск электроэнергии

15.2.3 Потери мощности в трансформаторах и автотрансформаторах подстанции

15.2.4 Потери электроэнергии в трансформаторах и автотрансформаторах подстанции

15.2.5 Итоговые энергетические показатели работы подстанции

15.2.5.1 Максимальная активная мощность, потребляемая подстанцией

15.2.5.2 Среднегодовое потребление электрической энергии подстанцией

15.2.5.3 Среднее значение коэффициента мощности в режиме максимальных нагрузок

15.2.6 Коэффициент полезного действия (КПД) в режиме максимальных нагрузок

15.2.7 Коэффициент полезного действия средневзвешенный за год

15.3 Капитальные вложения в подстанцию (пс)

15.3.1 Удельные капиталовложения в проектируемую ПС

15.4 Численность персонала обслуживающего пс

15.4.1 Расчет нормативной численности промышленно-производственного персонала

15.4.1.1 Численность рабочих, осуществляющих оперативное и техническое обслуживание подстанций напряжением 35 кВ и выше

15.4.1.2 Численность рабочих, осуществляющих техническое обслуживание устройств РЗАИ и проведение электроизмерений

15.4.1.3 Суммарная численность всех рабочих подстанции

15.4.1.4 Численность руководитель, специалистов и служащих подстанции

15.5 Расчет себестоимости трансформации электрической энергии

15.5.1 Материальные затраты

15.5.2 Затраты на оплату труда

15.5.2.1 Среднемесячная заработная плата одного работника

15.5.2.2 Годовой фонд оплаты труда на одного человека в год

15.5.2.3 Затраты на оплату труда, учитываемые в себестоимости транс формации электрической энергии

15.5.2.4 Показатели характеризующие уровень производительности труда энергетика

15.5.3 Отчисления на социальные нужды

15.5.3.1 Страховые взносы

15.5.3.2 Отчисления на социальные страховые от несчастных случаев и профессиональных заболеваний

15.5.3.3 Отчисления на социальные нужды

15.5.4 Амортизация основных средств

15.5.5 Прочие затраты

15.5.5.1 Отчисления в ремонтный фонд

15.5.5.2 Обязательное страхование имущества

15.5.5.3 Плата за землю

15.5.5.4 Другие отчисления

15.5.5.5 Прочие затраты

15.5.6 Годовые издержки подстанции

15.5.7 Проектная себестоимость трансформации единицы электрической энергии

Заключение

Список использованной литературы



Введение

Электроэнергетика России - это единая энергетическая система которая представляет собой постепенно развивающийся комплекс, объединенный общим режимом работы и единым централизованным диспетчерским и автоматическим управлением.

При выполнении курсовой работы мною проектировалась подстанцию мощностью 100 МВт. Подстанция расположена в Республике Башкортостан, в Кигинском районе селе Верхние Киги.

Особенности климата Башкортостана связаны с расположением территории в умеренных широтах, в сфере действия разнообразных воздушных масс. В год выпадает 300--600 мм осадков, наблюдается достаточно резкая дифференциация осадков по территории республики, и их количество при этом зависит в первую очередь от характера атмосферной циркуляции.

Для подстанции было решено установить 2 трансформатора типа ТДТН-25000/110.

Актуальность данной работы обусловлена тем, что энергетика Российской Федерации развивается и прогрессирует, а значит появляется необходимость строить все новые подстанции. А для их строительства необходимо произвести выбор оборудования.

До недавнего времени необходимости в проектировании новых или реконструкции существующих подстанций не наблюдалось. Это было связано с тем, что многие крупные промышленные предприятия - основные потребители электрической энергии - работали не на полную мощность, или вообще были остановлены. Поэтому нехватки электроэнергии не ощущалось.

В селе Верхние Киги существует 1 компания распределения электроэнергии и это Кигинская РЭС. В связи с расширением населения появляется нужда в электроэнергии.



1. Структурная схема

Распределительные устройства высшего (110 кВ), среднего (35 кВ) и низшего (10 кВ) напряжения связанны между собой двумя параллельно работающими трансформаторами с РПН. На подстанции устанавливается два двухобмоточных трансформатора с РПН. Электроэнергия поступает от энергосистемы в РУ 110 кВ подстанции, трансформируется и распределяется между потребителями в РУ З5 кВ и РУ 10 кВ.

Рисунок 1.1 - Структурная схема электрических соединений



2. Выбор основного оборудования

2.1 Выбор числа и мощности трансформаторов связи

Выбираем два параллельно работающих трансформатора с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН). Трансформаторы должны обеспечивать питание всех потребителей при оптимальной их нагрузке а в аварийном режиме один трансформатор, оставшийся в работе обеспечить питанием потребителей с учётом перегрузки на 40%.

Выбор трансформаторов производится по следующим условиям

Uном.ВН ? UустВН (2.1)

Uном.СН ? UустСН (2.2)

Uном.НН ? (2.3)

Sтранс. ? Sрасч , (2.4)

где Uном.ВН номинальное напряжение обмотки ВН трансформатора, кВ;

номинальное напряжение обмотки СН трансформатора, кВ;

номинальное напряжение обмотки НН трансформатора, кВ;

Sтранс номинальная мощность трансформатора, МВА;

Uуст напряжение распределяющего устройства, кВ;

Sрасч расчетная мощность, передаваемая через трансформатор,МВА.

Расчетная мощность определяется по формуле

, (2.5)

где мощность передаваемая через трансформатор в режиме максимальных нагрузок МВА. электрический энергообъект трансформатор

Мощность передаваемая через трансформатор в режиме максимальных нагрузок , определяется по формуле

Smax= (2.6)

По формуле (2.6) определяется мощность, передаваемая через трансформатор в режиме максимальных нагрузок

,

По формуле (2.5) определяется расчётная мощность трансформатора

,

Трансформатор выбирается по Б.Н.Неклепаеву стр.150 типа ТДТН-25000/110

Проверка выбранного трансформатора выполняется по условию:

115кВ>110кВ;

38,5кВ>35кВ;

11 кВ> 10кВ;

25МВА>23,8МВА

Проверка выбранного трансформатора по перегрузке производится по формуле:

(2.7)

,

1,36<1,4

Выбранный трансформатор ТДТН-25000/110 удовлетворяет по всем условиям. Данный трансформатор является трёхфазным, трёх обмоточным, масляной с принудительной циркуляцией воздуха; выполнение одной из обмоток с устройством регулирования под напряжением (РПН).

Таблица 2.1 - Технические характеристики трансформатора

		U обмотки кВ			Uк %
Тип т-ра	Sном, МВА	ВН	СН	НН	Px кВт	Px кВт	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
ТДТН-25000/110	25	115	38,5	11	36	145	10,5	17,5	6,5



3. Расчет числа линий

3.1 Выбор количества линий на высоком напряжении (ВН)

На подстанции число линий на высоком напряжении определяется по формуле:

Nл ВН = , (3.1)

где максимальная нагрузка на шинах ВН, МВт;

максимальная нагрузка на шинах СН, МВт;

P1л пропускная способность одной линии (справочник Неклепаева, стр. 21, табл. 1.20) для U=110 кВт, Р1л = 25-50 МВт

N1 =

Применяется согласно требованию надежности 3 линии для связи с системой.

Расчет числа линий на собственные нужды

NmВН =

3.2 Расчет числа линий на среднем напряжении (СН)

На подстанции число линий на среднем напряжении определяется по формуле

Nл СН = (3.2)

Nл СН =Применяется 2 линии

3.3 Расчет числа линий на низком напряжении

Расчет числа линий на низком напря?енииопределяется по экономической плотности тока. Определяется максимальный ток линий отходящих к потребителю по формуле

Imax= (3.3)

где мощность, передаваемая через трансформатор в режиме максимальных нагрузок, МВА.

SmaxЧ103 =

Определяется суммарное экономическое сечение всех отходящих линий по формуле

= , (3.4)

где экономическая плотность тока, определяется по Д.Л. Файбисович [18 c.112].

=

За экономическое сечение одного кабеля принимается сечение 150 мм² и определяется число кабелей по формуле

nл = (3.5)

Полученное значение округляется в большую сторону, с таким расчетом чтобы секции шин были загружены одинаково.

nл = =

Принимается 8 линий для равномерной загрузки

Определяется максимальный ток одной линии по формуле

Imax1л = (3.6)

Imax1л = =

Делается проверка по допустимому току по условию:

Imax1лIдоп , (3.7)

где Iдоп допустимый ток равный 309 А

126,15 А309А

Выбирается силовой кабель среднего напряжения с изоляцией из сшитого полиэтилена АПвЭгаП-10

3.4 Перетоки мощности

Рисунок 3.1 - Схема перетоков мощности



4. Выбор схем РУ

Распределительное устройство (РУ) - это электрическое устройство которая предназначена для приема и распределения электроэнергии, содержащая коммутационные аппараты сборные и соединительные шины, устройства автоматизации и защиты, вспомогательные устройства.

Схемы РУ подстанций при конкретном проектировании разрабатываются на основании схем развития энергосистемы, схем электроснабжения, объекта и других работ на развитие электрических сетей, и должны:

- обеспечить требуемую надежность электроснабжения в соответствии с категорией электроприемники и трансформаторы.

- учитывать перспективу развития подстанции.

- учитывать требования противоаварийной автоматики.

- обеспечить возможность и безопасность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без охлаждения смешанных соединений.

- обеспечить наглядность, экономичность и автоматичность.

На РУ 220 кВ принимая схему с двумя рабочими и одной обходной системами шин. В нормальном режиме обходная система шин находится без напряжения, разъединители соединяющие линии и трансформаторы с обходной системой шин, отключены. Обходной выключатель отключен. Шины соединены между собой включенным шиносоединительным выключателем. С помощью обходной системой шин любой выключатель трансформаторов и линий может быть заменен обходным выключателем.

Рисунок 4.1 - Схема РУ на ВН 110 кВ

Достоинства:

1) безопасность от КЗ;

2) высокая надежность схемы;

3) экономичность.

Недостатки:

1) отказ одного выключателя при аварии приводит к отключению всех источников питания и линий присоединенных к данной системе шин, а если в работе находится одна система шин, отключаются все присоединения;

2) ликвидация аварий затягивается, так как все операции по переводу с одной системы шин на другую производится разъединителями;

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

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

5) необходимость установки шиносоединительного, обходного выключателя и большого количества разъединителей увеличивает затраты на сооружение РУ.

Выбор схемы РУ на СН. Принимаем схему с одной текучей рабочей системой шин. Шины соединены между собой включенным секционированным выключателем. Схема СН на 35 кВ.

Рисунок 4.2 - Схема РУ на СН 35 кВ

Выбор схемы на РУ на НН на 10 кВ. принимается схема с одиночными секционированным выключателем системы шин

Рисунок 4.3 - Схема РУ на НН 10 кВ

4.1 Схема электроснабжения собственных нужд

Расчет нагрузки собственных нужд ПС

Трансформаторы собственных нужд применяются для питания нужд подстанции. Сюда входят освещение (рабочее и аварийное), компрессоры (нагнетают воздух для воздушных выключателей) и т.п.

Рисунок 4.4 - Схема электроснабжения собственных нужд



5. Выбор схемы электроснабжения и трансформатора собственных нужд

На подстанции устанавливается два трансформатора собственных нужд. Трансформаторы собственных нужд применяются для питания собственных нужд подстанции. Сюда входят: освещение (рабочее и аварийное), компрессоры (нагнетают воздух для воздушных выключателей) и т.п.

Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам собственных нужд с учетом коэффициента загрузки и одновременности, при этом отдельно учитываются летние и зимние нагрузка так же нагрузка в период ремонтных работ на подстанции.

Мощность трансформаторов собственных нужд SТ выбирается при двух трансформаторах собственных нужд на ПС с постоянным дежурством

SТ =, (5.1)

где коэффициент допустимой аварийной перегрузки, его можно принять равным 1,4.

Расчетная нагрузка Sрасчопределяется по формуле

Sрасч = , (5.2)

где P это установленная мощность, т.е. суммарная мощность всех электро-потребителей, кВт.

расчетные нагрузки собственных нужд с учетом летних и зимних нагрузок, квар.

Sрасч= кВ·А,

По формуле (5.15) определяется мощность трансформаторов собственных нужд

SТ = = 190,7 МВ·А

Выбирается 2 трансформатора типа ТС3-250/10

Таблица 5.1 - Технические характеристики трансформатора

		U обмотки кВ			Uк %
Тип Т-ра	Sном, МВА	ВН	СН	НН	Px кВт	Px кВт	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
ТСЗ-250/10	250	6	-	0,23	1000	3800	5,5	-	-

Таблица 5.2 - Технические характеристики трансформатора

Вид потребителя	Установленные мощности	Cos?	Нагрузки
	Единиц кВт	Количество	Всего		Р, кВт	Q, кВ, АВ
Охлаждение трансформатора	3	2	6	0,15	6	3,72
Подогрев выключателей 110 кВ 35 кВ	11 4,4	9 7	99 30,8	0,8	99 30,8
Подогрев разъединителей и приводов 110 кВ 35 кВ	0,6 0,6	33 14	19,8 8,4	0,8	19,8 8,4
Отопление, освещение, вентиляция ЗРУ с АПУ	20	1	20	0,85	20	12,4
Отопление, освещение, вентиляция здания, разъездного персонала	5,3	1	5,3	0,8	5,3
Освещение АРУ 110 кВ 35 кВ	5 5		5 5		5 5
Масло хозяйство	10	1	10	0,85	10	62
Подзарядные зарядные агрегаты	23	2	46	0,85	46
Итого:					255,3	78,12



6. Расчет токов короткого замыкания

Расчеты токов КЗ необходимы:

- для сопоставления, оценки и выбора главных схем электрических станций, сетей и подстанций;

- выбора и проверки электрических аппаратов и проводников;

- проектирования настройки устройств релейной защиты и автоматики;

- анализа аварий в электроустановках и электрических системах;

- проверки оборудования на термическую и динамическую стойкость;

Для упрощения расчетов токов КЗ принимают следующие допущения:

- линейность всех элементов схемы;

- пренебрежение активными сопротивлениями элементов;

- пренебрежение током намагничивания трансформаторов;

- пренебрежение распределений емкостью электрических линий.

Все нагрузки представляются в виде постоянных индуктивных сопротивлений.

Расчет сопротивлений производится в относительных единицах.

Порядок расчетов токов КЗ:

- составляется расчет токов КЗ;

- составляется схема замещения;

- рассчитывается сопротивление;

- рассчитываются токи.



6.1 Структурная схема

Рисунок 6.1 - Структурная схема

6.2 Расчет сопротивлений

Сопротивление энергосистемы xс определяется по формуле

xс = xном с , (6.1)

где базовая мощность, принимается равным 1000 МВА;

номинальная мощность элементов (генератора, трансформатора, энергосистемы), МВт

xс1 = xном с (6.2)

xс = 2,5

Сопротивление электрических передач xл определяется по формуле

xл= xуд l, (6.3)

где xуд удельное сопротивление одного км линии принимается равным 0,4 Ом/км;

l длина линии;

напряжении линии по ряду средних напряжений.

x2= x3 = x4 = 0,430 = 0,9

Сопротивление трансформатора хт определяется по формуле

xт= , (6.4)

где относительное сопротивление трансформатора, которое определяется через Uк %

Uk BH-HH% = 17,5 %

Uk BH-СH% = 10,5 %

Uk СH-HH% = 6,5 %

Определяется сопротивление обмоток трансформатора

xTBH% = 0,5(UkBH-HH% + UkBH-CH% - UkCH-HH%) = 0,5(17,5 + 10,5 - 6,5) = 10,75%

xTCH% = 0,5(UkBH-CH % + UkCH-CH % - UkBH-HH %) = 0,5(10,5 + 6,5 -17,5) = -0,25 = 0%

xTНH% = 0,5(UkBH-HH % + UkСH-CH % - UkВH-СH %) = 0,5(17,5 + 6,5 - 10,5) = 6,75%

Определяется сопротивление трансформатора xт

Xт вн= Ч = 4,3

Xт сн= Ч = 0

хтнн= Ч = 2,7

Рисунок 6.2 - Схема замещения расчетов токов КЗ

6.3 Расчет токов КЗ в точке К1

х11 = х1 + = 0,58 + = 0,88

Определяется базовый ток по формуле

Iб =, (6.5)

где среднее напряжение в точке КЗ, кВ

Iб == 5,03 кА

Определяется периодическая составляющая токов КЗ по формуле

Iпо = , (6.6)

где сверхпереходная ЭДС источника, определяется по Рожковой

[1 C/99] Принимается равным 1, результирующее сопротивление генерирующей ветви до точки КЗ.

Iпо =

Периодическая составляющая тока КЗ для источника бесконечной мощности

Iпt= Iпо = 5,71 кА

Определяется ударный ток по формуле

Iуд = Iпо Ч Куд. (6.7)

где Куд. ударный коэффициент. Определяется по Рожковой [с.136]

Iуд =

Определяется апериодическая составляющая тока в момент времени tпо формуле

Iаt =

6.4 Расчет токов КЗ в точке К2 (секционный выключатель включен)

х12 = х11+ = 0,88 + = 3,03

Определяется периодическая составляющая токов короткого замыкания по формуле

,

,

Определяется ударный ток по формуле

,

Определяется апериодическую составляющую тока в момент времени по формуле

,

Периодическая составляющая тока КЗ, для источника бесконечной мощности определяется по формуле

,

,

6.5 Расчет токов КЗ в точке К2 ( секционный выключатель отключен)

х13 = х11+ х5 = 0,88+ 4,3 = 5,18

Определяется периодическая составляющая токов короткого замыкания по формуле

,

,

Определяется ударный ток по формуле

,

Определяется апериодическую составляющую тока в момент времени по формуле

,

Периодическая составляющая тока короткого замыкания, для источника бесконечной мощности определяется по формуле

,

,

6.6 Расчет токов короткого замыкания в точке К3 (секционный выключатель включен)

х14 = х11 + = 0,88 + = 0,88 + 2,15 + 1,35 = 4,38

Определяется периодическая составляющая токов короткого замыкания по формуле

,

,

Определяется ударный ток по формуле

,

Определяется апериодическую составляющую тока в момент времени по формуле

,

Периодическая составляющая тока к.з., для источника бесконечной мощности определяется по формуле

,

,

6.7 Расчет токов короткого замыкания в точке К3 ( секционный выключатель отключен)

х15 = х11 + х5 + х9 = 0,88 + 4,3 +2,7 = 7,88

Определяется периодическая составляющая токов короткого замыкания по формуле

,

,

Определяется ударный ток по формуле

,

Определяется апериодическую составляющую тока в момент времени по формуле

,

Периодическая составляющая тока к.з., для источника бесконечной мощности определяется по формуле

,

,

Таблица 6.1 - Значение токов короткого замыкания

Точка короткого замыкания	кА	кА	кА	кА
К1 (шины 110 кВ)	5,71	12,98	0,4	5,71
К2 ( включен)	5,15	13,25	3,99	5,15
К2 ( отключен)	3,015	7,73	2,33	3,015
К3 ( включен)	12,56	32,32	9,77	12,56
К3 ( отключен)	6,98	17,96	5,43	6,98



7. Выбор электрических аппаратов

Условия выбора выключателя

Uном.ВUуст. (7.1)

IномВIном.цеп. (7.2)

Iном.откл.Iпо. (7.3)

Iном.откл.Iпt. , (7.4)

где Uном.В номинальное напряжение выключателя;

Uуст. напряжение установки, кВ;

Iном.цеп. номинальный ток цепи.

Выключатели проверяются по следующим условиям

- электродинамической стойкости

iдин. iуд, (7.5)

где iдин. предельный сквозной ток выключателя, выбирается по каталогу Альянс Энерготермической стойкости

Вк доп Вк расч. (7.6)

Вк доп = (7.7)

Вк расч= ), (7.8)

где Вк доп допустимый тепловой импульс выключателя;

Вк расч. расчетный тепловой импульс.

Отключение апериодической составляющей, iКЗ

iа ном iat (7.9)

iuном= Ч Iном откл. Вн (7.10)

где Вн термированные значения содержанные апериодической составляющей в отключаемом токе, выбирается по каталогам %:

Ч Iном откл (1 + ) ( Ч 7.11)

7.1 Выбор выключателя на 110 кВ

Номинальное и максимальный ток цепи Iном и Imaxопределяется по формуле.

Iном = Imax= = 0,178 кА = 178 А (7.12)

Выбирается выключатель ВГТ 110

110 кВ = 110 кВ

3150 А 178 А

40 кА 5,71 кА

40 кА 5,71 кА

Электродинамическая стойкость

iдин. 102 кАiуд 12,98 кА

Термическая стойкость

Вк доп = = 402 Ч 3 = 4800 (кА2 ·с) (7.13)

Вк расч= ) = 5,712 Ч( 0,065 + 0,005) = 2,28 (кА2 ·с) (7.14)

t = 0,01 + tоткл В = 0,01 + 0,055 = 0,065 (7.15)

4800 (кА2·с) 2,28 (кА2 ·с)

Отключение апериодической составляющей

ia= кА

22,627 кА0,4 кА

Выключатель проходит по всем условиям;

Выбранный выключатель ВГТ 110 - 40/315ОУ1 удовлетворяет все условия

Выбор разъединителей на 110 кВ

Uном.разъедUуст (7.16)

IномразъедIном.цеп. (7.17)

Iном.разъед.Imax.цепи , (7.18)

где Uном.разъед номинальное напряжение разъединителя;

Iномразъед номинальный ток разъединителя;

Uуст. напряжение установки;

Iном.цеп. номинальный ток цепи;

Imax.цепи максимальный ток цепи.

Выбирается разъединитель серии РДЗ 110/1000 НУХЛ1

110 кВ = 110 кВ

1000 А 178 А

Разъединители проверяются по условиям

iдин. iуд (7.19)

100 кА 12,98 кА.

Термическая стойкость

Вк доп Вк расч. (7.20)

Вк доп = = 31,52 Ч 3 = 2976,7 (кА2 ·с)

Вк расч= ) = 5,712 Ч (0,065 + 0,005) = 2,28 (кА2 ·с)

t = 0,01 + 0,055 = 0,065

4800 (кА2·с) 2,28 (кА2 ·с)

Данный разъединитель проходит по всем условиям.

Таблица 7.1 - Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные на 110 кВ	Выключатель ВГТ 110-40/315ОУ1	Разъединитель РДЗ 110/1000 НУХЛ1
Uуст = 110 (кВ)	UнВ = 110 (кВ)	UномР = 110 (кВ)
Imax = 178 (А)	IнВ = 3150 (А)	IномР = 1000(А)
Iпо = 5,71 (А)	Iоткл = 40 (кА)
iat = 2,28 (А)	iа ном = 22,627 (кА)
iуд = 12,98 (кА)	Iсквоз = 102 (кА)	Iдин = 80 (кА)
Вкрасч = 2,28 (кА*с)	Вкдоп = 4800 (кА*с)	Вкдоп = 2976,7 (кА*с)

7.2 Выбор выключателей и разъединителей на 35 кВ

Выбор выключателя на 35 кВ производится по условиям (7.15), (7.16), (7.17)

Номинальное и максимальный ток цепи Iном и Imaxопределяются по формуле:

Iном = Imax= = 0,15 кА = 150 А (7.21)

Выбирается выключатель марки ВГБ 35

Электродинамическая стойкость

iдин. 35 кАiуд 7,73 кА

35 кВ = 35 кВ

630 А 150 А

12,5 кА 3,015 кА

12,5 кА 3,015 кА

Вк доп = = 12,52 Ч 0,06 = 9,375 (кА2 ·с)

Вк расч= ) = 3,0152 Ч( 0,07 + 0,005) = 6,81 (кА2 ·с)

t = 0,01 + tотклВ = 0,01 + 0,06 = 0,07

9,375 (кА2·с) 6,81 (кА2 ·с)

Отключение апериодической составляющей

ia= кА

5,64 кА2,33 кА

Выключатель проходит по всем условиям.

Выбранный выключатель ВГБ 35 удовлетворяет все условия.

Выбор разъединителей на 35 кВ

Разъединители выбираются по условиям (7.17), (7.18), (7.19).

РДЗ - 35/1000 НУХЛ1

35 кВ = 35 кВ

1000 А 150 А

Разъединители проверяются по условиям

iдин. iуд (7.22)

63 кА 7,73 кА

Термическая стойкость:

Вк доп Вк расч. (7.23)

Вк доп = = 252 Ч 3 = 1875 (кА2 ·с)

Вк расч= ) = 3,0152 Ч (1,01 + 0,02) = 9,36 (кА2 ·с)

t = 0,01 + 1 = 1,01

1875 (кА2·с) 9,36 (кА2 ·с)

Данный разъединитель проходит по всем условиям.

Таблица 7.2 - Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные на 35 кВ	Выключатель ВГБ - 35	Разъединитель РДЗ - 35/1000НУХЛ1
Uуст = 35 (кВ)	UнВ = 35 (кВ)	UномР = 35 (кВ)
Imax = 150 (А)	IнВ = 630 (А)	IномР = 1000(А)
Iпо = 3,015 (А)	Iоткл = 12,5 (кА)
iat = 2,33 (А)	iа ном = 5,64 (кА)
iуд = 7,73 (кА)	Iсквоз = 35 (кА)	Iдин = 63 (кА)
Вкрасч = 9,36 (кА*с)	Вкдоп = 9,375 (кА*с)	Вкдоп = 1875 (кА*с)

7.3 Выбор выключателей на 10 кВ перед шинами

Выбор выключателя на 10 кВ производится по условиям (7.17), (7.18), (7.19)

Определяется номинальный и максимальный ток цепи

Iном = = 0,722 кА = 722 А

Imax= =

Выбираем выключатель ВВ/TEL 10 - 20/1600-У2-41

Uном = 10 кВ

Iном = 1600 А

Iном откл. = 20 кА

Выключатель проверяется на термическую стойкость

Вк доп = = 202Ч 3 = 1200(кА2 Чс)

Вк расч= ) = 6,982 Ч (0,01 + 0,15) = 7,8 (кА2 Чс)

На электродинамическую стойкость

iдин ? iуд (7.24)

81 кА ? 17,96

Таблица 7.3 - Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные на 10кВ	Выключатель BB/TEL - 10 - 20/1600У2-41	Разъединители
Uуст = 10 (кВ)	UнВ = 10 (кВ)
Imax = 722 (А)	IнВ = 1000 (А)	Разъединитель
Iпо = 6,98 (А)	Iоткл = 20 (кА)	встроен в КРУ
iat = 5,43 (А)	iа ном = 20 (кА)	Серии
iуд = 17,96 (кА)	Iсквоз = 81 (кА)	Элтима
Вкрасч = 7,8(кА*с)	Вкдоп = 1200 (кА*с)

7.4 Выбор выключателей на 10 кВ на отходящих линиях

Выключатель ВВ/TEL 10 - 12,5/1000-У2-41

Uном = 10 кВ

Iном = 630 А

Iном откл. = 20 кА

На электродинамическую стойкость

iдин ? iуд (7.25)

81 кА ? 32,32

На термическую стойкость

Вк доп = = 202 Ч 3 = 1200 (кА2 ·с)

Вк расч= ) = 12,562 Ч(0,03 + 0,15) = 28,4 (кА2 ·с)



Таблица 7.4 - Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные	Выключатель BB/TEL - 10 - 12,5/1000У2-41	Разъединители
Uуст = 10 (кВ)	UнВ = 10 (кВ)
Imax = 722 (А)	IнВ = 1000 (А)	Разъединитель
Iпо = 12,56 (А)	Iоткл = 32 (кА)	встроен в КРУ
iat = 9,77 (А)	iа ном = 20 (кА)	Серии
iуд = 32,32 (кА)	Iсквоз = 81 (кА)	Элтима
Вкрасч = 28,4 (кА*с)	Вкдоп = 1200 (кА*с)



8. Выбор токоведущих частей

8.1 Выбор токоведущих частей на 110 кВ

Iном = = 0,089 кА = 89 А

Сечение S = 16/2,7 мм2; d = 5,6 мм

dmin= 11,4 мм

АС 70/11

Imax=

Iдоп265 А Imax= 178 А

Разряд в виде короны возникает при максимальных значениях начальной критической напряженности кВ/см

E0 = 30,3m (1 + ); m = 0,82; R0 = =

E0 = 30,3 Ч 0,82 (1 + ) = 34, 685 кВ/см

Напряженность электрического поля поверхности нерасщепленного провода

E= (8.1)

Дср = 1,26 Ч 2,5 = 3,15 м = 315 см

E = =

Условия отсутствия короны

1,07Е 0,9 Е0

1,07 Ч 24,929 0,9 Ч34,685

26,67кВ/см 31,21кВ/см

8.2 Выбор токоведущих частей на 35 кВ

Iном = = 0,075 кА = 75 А

Сечение S = 35/6,2 мм2; d = 8,4 мм

Imax=

Iдоп175 А Imax= 150 А

Разряд в виде короны возникает при максимальных значениях начальной критической напряженности кВ/см

E0 = 30,3m (1 + ) (8.2)

m = 0,82; R0 = =

E0 = 30,3 Ч 0,82 (1 + ) = 36,3 кВ/см

Напряженность электрического поля поверхности нерасщепленного провода

E= (8.3)

Дср = 1,26 Ч 2,5 = 3,15 м = 315 см

E = =

Условия отсутствия короны

1,07Е 0,9 Е0

1,07 Ч 10,26 0,9 Ч 36,3

10,978 кВ/см 32,67 кВ/см

8.3 Выбор шин на 10 кВ

Iном = = 0,722 кА = 722 А

Imax=

Iдоп2670 А Imax= 1445 А

Неклепаев стр. 398

Поперечное сечение 695мм2 Ч 2 = 1590 мм2

tдоп= 70tсред. = 30

к = 0,94

Iдоп= 0,94 Ч 2670 = 2509,8 А

Проверка СШ на термическую стойкость, определяется по формуле:

Qmin= = = 0,40970 = 409,7 мм2

Ст для жестких шин

Ст = А1 (АД1Н) = 91

Вкрасч. 1390

409,7 695

Проверка сборных шин

Wy0 - y0 = 100 cм2

Qф max= 2,2 (8.4)

l = 2 м; а = 0,8 м

Qф max= 2,2 Ч 10-8 = 0,448МПа

Qmax= Qф max+ Qr (8.5)

Qr= 0; Qфmax= 0,448МПа;

Qдоп= 8,4 Мпа Табл. 4,2; стр. 191

QmaxQдоп (8.6)

0,448 МПа 8,4 Мпа

Шины максимально прочны.



9. Выбор измерительных трансформаторов

9.1 Выбор трансформатора тока (ТА) на 110 кВ

Uном.ТА Uуст (9.1)

Iном ТА Imax. (9.2)

Выбирается ТА на 110 кВ ТГФ-110

110 кВ = 110 кВ

200 А 178 А

Проверка ТА по электродинамической стойкости

iдин. кАiуд кА (9.3)

45 кА 12,98 кА

Термическая стойкость

Вк доп Вк расч. (9.4)

Вк доп = = 162 Ч 3 = 768 (кА2 ·с)

Вк расч= ) = 5,712 Ч (3,01 + 0,005) = 98,3 (кА2 ·с)

t = 0,01 + 3 = 3,01

768 (кА2·с) 98,3 (кА2 ·с)

По вторичной нагрузке

Z2ном Z2 (9.5)

Z2ном = = = 1,2 Ом

rприб. = = = 0,016 Ом

rк = 0,05 Ом

rпр= r2 - rприб. - rк = 1,2 - 0,016 - 0,05 = 1,134 Ом

S = = мм

Принимаем сечение проводника 2,5 мм2

rпр = = 1,05 Ом

r2 = 0,016 + 1,05 + 0,05 = 1,116 Ом

1,2 Ом 1,116 Ом

Выбранный трансформатор удовлетворяет требования.

9.2 Выбор трансформатора тока (ТА) на 35 кВ

Uном.ТА Uуст. (9.6)

Iном ТА Imax. (9.7)

Выбирается ТА на 35 кВ ТV 35V

35 кВ = 35 кВ

200 А 150 А

Проверка ТА по вторичной нагрузке

Z2ном Z2

Z2ном = = = 1,2 Ом

rприб. = = = 0,016 Ом

r2 = rприб. + rпр+ rк

rк = 0,05 Ом

rпр= r2 - rприб. - rк = 1,2 - 0,016 - 0,05 = 1,134 Ом

S = = мм2

Принимаем сечение проводника 2,5 мм2

rпр = = 0,84 Ом

r2 = 0,016 + 0,84 + 0,05 = 0,906 Ом

1,2 Ом 0,906 Ом

Выбранный трансформатор удовлетворяет требования

9.3 Выбор ТА в цепи силового трансформатора 10 кВ

Uном.ТА Uуст. (9.8)

Iном ТА Imax. (9.9)

Выбирается ТА на 10 кВ ТЛШ-10

10 кВ = 10 кВ

1500 А 1445 А

Проверка ТА по электродинамической стойкости

iдин. кАiуд кА (9.10)

70,9 кА 32,32 кА

Термическая стойкость

Вк доп Вк расч. (9.11)

Вк доп = = 31,52 Ч 3 = 2976,75 (кА2 · с)

Вк расч= ) = 12,562 Ч (3,01 + 0,005) = 4756 (кА2 · с)

t = 0,01 + 3 = 3,01

2976,75 (кА2 · с) 475,6 (кА2 · с)

По вторичной нагрузке

Z2ном Z2

Z2ном = = = 0,8 Ом

rприб. = = = 0,016 Ом

rк = 0,05 Ом

rпр= r2 - rприб. - rк = 0,8 - 0,016 - 0,05 = 0,734 Ом

S = = мм2

Принимаем сечение проводника 4 мм2

rпр = = 0,525 Ом

r2 = 0,016 + 0,525 + 0,05 = 0,591 Ом

0,8 Ом 0,591 Ом

Выбранный трансформатор тока (ТА) удовлетворяет требования.

9.4 Выбор ТА ...