Проект подстанции

Ватман 1,2+.dwg

Проектирование электрической части районной подстанции
Главная схема электрических соединений РП
Заградитель высокочастотный
Узел установки выключателя
Трансформатор напряжения
План и разрез ОРУ высокого
напряжения подстанции
электрических соединений

5.DOC

5. Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов к.з. производится для выбора и проверки электрооборудования а также для расчета параметров электрических аппаратов релейной защиты.
Точки к.з. выбираем в трех местах системы чтобы проверяемые в последующих расчетах аппараты были поставлены в наиболее тяжелые условия.
Наиболее практичными точками являются сборные шины всех напряжений.
Составляем расчетную схему проектируемой подстанции. В схему замещения ее элементы (система трансформатор линия) вводятся своими индуктивными сопротивлениями. При составлении схемы замещения учитываем что подстанция является транзитной а так же то что силовые трансформаторы на понижающих подстанциях работают на шины низкого (среднего) напряжения раздельно.Схема замещения представлена на рис. 5.1.
Рис. 5.1. Схема замещения электрической сети.
1 Выбор базисных условий и определение параметров элементов схемы замещения
За базисную мощность принимаем мощность равную Sб = 1000 МВА. За базисное напряжение принимаем напряжения равные средним напряжениям сети которые равны: Uб1 = 115 кВ; Uб2 = 10.5 кВ; Uб3 = 6.3 кВ. Принятые базисные напряжения вытекают из точек к.з. которые намечаются в расчетной схеме т.е. К1 - на шинах высокого напряжения подстанции К3 - на шинах среднего напряжения К2К4 – на шинах низкого напряжения. Базисные токи определяются по формуле:
где Sб - базисная мощность МВА;
Uб - базисное напряжение кВ.
Определяем сопротивления элементов схемы замещения. Сопротивление системы определяется по выражению ([8] табл. 3.5):
где Uсист - напряжение системы кВ
Iпо– ток кз на шинах 110 кВ кА.
Сопротивление линий определяется по выражению ([8] табл.3.5) учитывая что у системы два источника а также то что подстанция транзитная сопротивление линий не делим на 2:
l - протяженность линии км.
Сопротивление трансформаторов рассчитываем по следующим выражениям:
где XТ – сопротивление трансформаторов (см. табл. 2.1) Ом.
Сопротивление генераторов рассчитываем по выражению:
о.е. 5.2 Расчет токов к.з. на стороне 110 кВ
Сложив последовательно соединенные сопротивления Хс и Хл переходим к схеме на рис.5.2.
Рис. 5.2. Преобразованная схема замещения электрической сети для определения токов к.з.
Сверхпереходной ток от системы находим по формуле:
где I - сверхпереходной установившийся ток кА;
U*С - напряжение системы о.е.;
Х*РЕЗ - результирующее сопротивление ветви о.е.
Ударный ток в точке К1 определяется по выражению:
где kУД = 1.72 - ударный коэффициент ([9] табл.6.1).
3 Расчет токов к.з. на стороне 10 кВ
Определяем результирующее сопротивление .
Рис.5.3. Преобразованная схема замещения для расчета токов к.з.
Ударный ток в точке К3 определяется:
4 Расчет токов к.з. на стороне 6 кВ
Расчетная схема в этом случае аналогична как и для точки К3 (рис. 5.3).
Определяем ударный ток в точке К2:
Определяем ударный ток в точке К4:
кА.Результаты расчета токов к.з. сведены в табл. 5.1.
Токи короткого замыкания Таблица 5.1.
Точки короткого замыкания

10.doc

10. Выбор источника и оборудования оперативного тока
Оперативный ток на электрических станциях и подстанциях служит для питания вторичных устройств к которым относятся оперативные цепи защиты автоматики и телемеханики аппаратура дистанционного управления аварийная и предупредительная сигнализация.
От источников оперативного тока требуется повышенная надёжность. Наиболее надёжными источниками питания оперативных цепей являются аккумуляторные батареи. Их преимущество – независимость от внешних условий (полная автономность) а также способность выдерживать значительные кратковременные перегрузки которые возникают при наложении на нормальный режим аккумулятора толчковых токов включения приводов выключателей и т.п.
Постоянный оперативный ток от аккумуляторных батарей широко применяется на электрических станциях разных типов и крупных подстанциях напряжением 110 – 220 кВ с числом масляных выключателей три и более и на подстанциях 35 – 150 кВ с воздушными выключателями устанавливается одна батарея 220 В.
Выбор аккумуляторных батарей.
Расчет будем вести по методике изложенной в [4].
Аккумуляторные батареи выбирают по необходимой ёмкости уровням напряжения в аварийном режиме и схеме присоединения к шинам. Длительность работы батареи в аварийном режиме рекомендуется брать tр=05 1 ч.
Выбор ведётся в следующем порядке:
Определяется расчётная нагрузка на батарею. Аварийная длительная (установившаяся) нагрузка Iав.дл. батареи складывается из постоянной нагрузки электроприёмников системы управления нагрузки аварийного освещения и нагрузки от двигателей постоянного тока аварийных механизмов СН.
Аварийную кратковременную (толчковую) нагрузку Iав.кр. определяют суммированием длительной аварийной нагрузки и токов потребляемых приводами Iпр. Рассчитывается количество элементов батареи присоединяемых к шинам в режиме постоянного подзаряда:
где UШ=230 В – напряжение на шинах;
UПЗ=215 В – напряжение на элементе в режиме подзаряда.
В режиме заряда при максимальном напряжении на элементе 26 В к шинам присоединяется:
В режиме аварийного разряда при UПЗ=175 В:
Число дополнительных элементов вводимых элементным коммутатором:
Исходя из длительной аварийной нагрузки определяют ёмкость батареи. Расчёт ёмкости сводится к определению типового номера:
где 105 – коэффициент запаса учитывающий старение аккумулятора;
Iр (N=1) – ток разряда аккумулятора первого номера зависящий от
температуры электролита. При =25°С IР (N=1)=25 АN.
Выбранный аккумулятор необходимо проверить по наибольшему толчковому току:
где 46 – коэффициент учитывающий допустимую перегрузку;
IПР – ток потребляемый приводами включающимися в конце аварийного режима.
Проверка батареи по допустимому напряжению в условиях кратковременной перегрузки:
Подзарядное устройство (ПЗУ) находится длительно в работе и в нормальных условиях одновременно с подзарядом батареи питает постоянно включённую нагрузку.
Подзарядное устройство основных элементов выбирается из условия:
где Iп – ток постоянно включенной нагрузки А.
В качестве подзарядных устройств применяют выпрямительные агрегаты с твёрдыми выпрямителями типа ВАЗП-380260-4080 на напряжения 380-260 В и ток 40-80 А.
Зарядное устройство рассчитывается на ток заряда:
напряжение в конце заряда 275 В на элемент:
В качестве зарядных устройств применяют двигатели-генераторы (с генератором постоянного тока параллельного возбуждения).
Принимаем схему аккумуляторной батареи с элементным коммутатором и числом основных элементов n0=108 полным числом элементов n=130.
Таблица 10.1 Расчёт нагрузок к выбору аккумуляторной батареи
Привод аварийной подкачки воздуха
Проверка по максимальному толчковому току:
- проверка выполняется следовательно выбираем аккумулятор с типовым номером:
Окончательно принимаем СК-8.
Подзарядное устройство:
Выбираем подзарядное устройство ВАЗП-380260-4080.
Выбираем генератор постоянного тока П-62: Pном=22 кВт Uном=270-360 В Iном=815 А соединённый с электроприводом переменного тока типа 4А180М4У3 с Pном=30 кВт.

титулЭЧСиП.doc

Министерство образования Республики Беларусь
Учреждение образования
Гомельский государственный технический университет
Кафедра “Электроснабжение”
Курсовой проект по курсу: «Электрическая часть станции подстанций» на тему: «Проект подстанции»
Кулаковский В.М. Принял преподаватель

11.doc

11.Выбор схемы дистанционного управления выключателя.
Работу по включению воздушных выключателей выполняет сжатый воздух.
Управление системой подачи воздуха производится при помощи электромагнитных клапанов. Команда на включение некоторых выключателей может быть подана без промежуточного контактора непосредственно контактами ключа ПМО К и др.При использовании в схемах управления ключей МК во всех случаях требуется применять релейную схему управления.
Схемы управления воздушными выключателями разнообразны что обусловлено различными типами применяемых выключателей особенностями приводов и т.п.
Выключатели на напряжение 110 кВ и выше изготовлены в виде однополюсных аппаратов из которых образуют трехфазные группы. Каждый полюс выключателя имеет отдельную пневматическую систему которая позволяет при необходимости производить пофазное включение и отключение. В связи с этим существуют схемы трехфазного и пофазного управления.
На рис.11.1 показана упрощенная схема трехфазного управления воздушным выключателем полюсного исполнения.
рис.11.1.Схема дистанционного трехфазного управления воздушным выключателем
Каждый полюс управляется своими ЭВ и ЭО. Катушки ЭВ всех фаз соединены параллельно и поэтому получают питание одновременно при подаче команды «включить» что обеспечивает одновременное включение трех фаз выключателя. Также параллельно соединены и катушки ЭО. Вспомогательные контакты трех фаз выключателя в цепи включения соединяются последовательно а в цепи отключения- параллельно. Последовательное соединение вспомогательных контактов цепи включения не допускает включения неисправного выключателя (у исправного выключателя вспомогательные контакты отдельных фаз находятся в одинаковом положении). Параллельное соединение вспомогательных контактов в цепи отключения обеспечивает прохождение команды на отключение выключателя даже в случае отказа вспомогательных контактов одной или двух фаз.
Включение и отключение выключателя допускается только при определенном давлении воздуха в резервуаре. Давление контролируется с помощью электроконтактного манометра ЭКМ который при снижении давления ниже допустимого замыкает свои контакты и подает напряжение на обмотку промежуточного реле РПД. Реле падения давления замыкает свои контакты в цепи управления и запрещает операции с выключателем.
В начале процесса включения или отключения давление воздуха в резервуаре выключателя несколько снижается по сравнению с нормальным. Для того чтобы реле РПД при этом не прервало начавшуюся операцию его контакты шунтируются вспомогательными контактами элетромагнита одной из фаз (при включении контактом ЭВ при отключении- контактом ЭО).
При подаче ключом управления кратковременного импульса недостаточного для завершения операции может произойти повреждение выключателя. Для надежного завершения начатой операции контакты ключа управления шунтируются одним из замыкающих вспомогательных контактов ЭВ или ЭО. Данная схема предусматривает возможность подачи управляющего импульса от устройств автоматики и защиты.

9.doc

Выбор конструкции РУ высокого напряжения.
Выбор ОРУ 110 кВ. Распределительное устройство расположенное на открытом воздухе называется открытым распределительным устройством (ОРУ). Как правило ОРУ 110 кВ и выше выполняются открытыми.
Открытые РУ должны обеспечивать надежность работы безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение возможность расширения максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.
Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности монтажа и ремонта оборудования. Для защиты оборудования от перенапряжений в ОРУ установлены ограничители перенапряжений ОПН-150У1.
Шины могут быть гибкими из многопроволочных проводников или круглых труб. Первые крепятся на порталах с помощью подвесных изоляторов а вторые с помощью опорных изоляторов на железобетонных и металлических стойках. Применение жесткой ошиновки позволяет уменьшить площадь ОРУ.
Под силовыми трансформаторами масляными реакторами и баковыми выключателями выше 110 кВ укладывается слой гравия не меньше 25 см и предусматривается сток масла а аварийных случаях в систему стока ливневых вод. Кабели оперативных цепей цепей управления релейной защиты и автоматики воздуховоды прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках подвешенных в конструкции ОРУ.
Открытые РУ имеют следующие преимущества перед ЗРУ:
-меньший объем строительных работ и как следствие уменьшение стоимости РУ;
- легче выполняется расширение и конструкция;
- все аппараты доступны для наблюдения;
В то же время ОРУ занимают большую площадь менее пригодны для эксплуатации при плохих климатических условиях аппараты подвержены запылению загрязнению и колебанию температуры.
Наименование расстояния
Наименьшее расстояние в свету мм
От токоведущих частей до заземленных конструкций и частей зданий
Между проводами разных фаз.
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции
находящихся под напряжением до постоянных внутренних ограждений до габаритов транспортируемого оборудования.
Между неогражденными токоведущими частями разных цепей
От неогражденных токоведущих частей до земли и до кровли
зданий при наибольшем провисании проводов
Между токоведущими частями разных цепей в разных
плоскостях а также между токоведущими частями разных
цепей по горизонтали при обслуживании одной цепи и
неотключенной другой от токоведущих частей до верхней
кромки внешнего забора между токоведущими частями и зданиями или сооружениями
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживании нижней цепи и неотключенной верхней
Выбор закрытого распределительного устройства
Закрытые распределительные устройства (ЗРУ) обычно сооружаются на напряжения 3-20 кВ. Однако при ограничении площади РУ а также неблагоприятных климатических условиях и большой загрязненности атмосферы применяют ЗРУ 35-220 кВ. Обслуживание ЗРУ должно быть удобным и безопасным.
Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или ограждены. Ограждение может быть сплошным или сетчатым и должны запираться на замок.
Осмотры оборудования производятся из коридора обслуживания ширина которого должна быть не менее 1 м при одностороннем и при двухсторонним обслуживании – 12 м. Если в коридоре помещены приводы разьеденителей и выключателей то ширина такого коридора должна быть 1.5 и 2 м соответственно. Для защиты оборудования от перенапряжений в ЗРУ должны устанавливаться ограничители перенапряжений или разрядники.
Из помещения ЗРУ предусматриваются выходы наружу или в помещение с негорючими стенами и перекрытиями: один выход при длинеЗРУ до 7м; два выхода при длине ЗРУ от 7 до 60 м и при длине более 60 м - два выхода по концам и один с таким расчетом чтобы расстояние от любой точки коридоров ЗРУ до выхода не превышала 30 м. Двери ЗРУ должны иметь самозапирающиеся замки открываемые со стороны ЗРУ без ключа. ЗРУ должно обеспечивать пожарную безопасность. Распределительное устройство должно быть экономичным. Для этого применяются железобетонные блоки вместо кирпича укрупненные электроузлы и т.д..
Конструкция закрытого распределительного устройства 6-10 кВ
Здание сооружается из стандартных железобетонных конструкций несущие колонны расположены в два ряда через 6 м. На колонны опираются балки пролетом 1.5 м. Стены из железобетонных плит не имеют оконных пролетов. Т.к. помещение ЗРУ длиной более 7 м предусматриваем 2 выхода по его торцам.
Ячейки РУ располагаем в один ряд. Основой ячеек является стальной каркас. Сборные шины алюминиевые прямоугольного сечения с пролетом между изоляторами 15-18м.
Наименование расстояния
Наименьшее расстояние в свету (ЗРУ610) мм
Между проводниками разных фаз
От токоведущих частей до сплошных заграждений
От токоведущих частей до сетчатых заграждений
От неогражденных выводов из ЗРУ до земли
при выходе их не на территорию ОРУ на территорию станции и при отсутствии проезда под выводами
От неогражденных токоведущих частей до пола

2.DOC

2. Выбор силовых трансформаторов и технико- экономическое сравнение вариантов
Число трансформаторов на подстанции выбирается в зависимости от мощности и ответственности потребителей а также наличия резервных источников питания в сетях среднего и низкого напряжений. Так как от подстанции питаются потребители I-ой и II-ой категорий то по условию надежности требуется установка нескольких трансформаторов.
Расчетная мощность трансформаторов определяется из выражения:
где - расчетная мощность трансформатора МВА;
- суммарная мощность потребителей МВА;
- коэффициент аварийной перегрузки;
n - количество трансформаторов.
Выбираем два варианта структурных схем подстанции на основании ([2] стр.7; [3] стр.128) приведенных на рис. 2.1 2.2:
Рис. 2.1. Схема подстанции с двумя трехобмоточными трансформаторами.
Рис. 2.2. Схема подстанции с четырьмя двухобмоточными трансформаторами.
В первом варианте предполагается применить трехобмоточные трансформаторы с напряжениями сторон СН и НН 10 кВ и 6 кВ соответственно.
Второй вариант предполагает использование четырех двухобмоточных трансформаторов.
Определим по выражению (2.1) расчетную мощность трансформаторов для первого варианта:
Выбираем трансформатор ТДТН-40000110106 ([4] табл. 3.6)
Проверяем коэффициент послеаварийной перегрузки
Такой коэффициент аварийной перегрузки допустим.
Для второго варианта:
Выбираем для стороны СН трансформатор ТРДН-400001101010
Для стороны НН выбираем трансформатор ТРДН-2500011066.
Такой коэффициент послеаварийной перегрузки допустим.
Каталожные данные трансформаторов ([5] табл. П.5.16 – П.5.17) приведены в табл.2.1.
Каталожные данные трансформаторов
1.Технико-экономическое сравнение вариантов
Для окончательного выбора варианта необходимо сравнить эти две схемы (см. рис. 3.1 3.2). В настоящее время ведут расчет по минимуму приведенных затрат З у.е.год которые определяются из выражения:
где - нормативный коэффициент эффективности Iгод принимаемый в расчетах 0.12;
К - капиталовложения у.е.;
И - годовые издержки у.е.год;
Уо – математическое ожидание ущерба у.е.год.
Капиталовложения определяются по упрощенным показателям стоимости оборудования и аппаратов ([5] табл. П.5.59-5.79). При этом не учитываем стоимость одинакового оборудования. Результаты расчетов капиталовложений приводятся в табл. 4.1.
Капиталовложения в подстанции
Стоимость единицы у.е
Трехобмоточный трансформатор
Годовые эксплуатационные издержки складываются из трех составляющих:
где - амортизационные отчисления у.е.
где а - норма амортизационных отчислений для силового оборудования равна 6.4%;
- издержки на обслуживание электроустановки
где b - норма отчислений на обслуживание равна 2.5%;
- издержки обусловленные потерями энергии в проектируемой установке
где b - удельные затраты на возмещение потерь принимаются равными 0.8 у.екВт×ч;
- потери электроэнергии кВт×чгод
где n - количество трансформаторов;
Рхх - потери холостого хода кВт;
SСТ - мощность нагрузки МВА;
UНТ – номинальное напряжение стороны ВН трансформатора кВ;
RОБМ – сопротивление обмотки трансформатора Ом;
tСТ - время максимальных потерь ч
где Тм - продолжительность использования максимальной нагрузки (см. исходные данные) ч.;
Определим годовые эксплуатационные издержки для первого варианта:
Находим потери электроэнергии
Издержки на потери электроэнергии
Годовые эксплуатационные издержки
По выражению (2.2) определяем приведенные затраты для первого варианта
Для второго варианта расчет выполняется аналогично.
Определяем приведенные затраты для второго варианта
Исходя из минимума приведенных затрат первый вариант является более экономичным (1119333.079у.е.2977629.016у.е.) поэтому дальнейший расчет будем вести для него (см. рис. 3.1).

1.DOC

1. Определение суммарной мощности потребителей подстанции
Суммарная активная мощность определяется по выражению ([1] стр. 18):
где - параметры потребителей на данной стороне подстанции (см. исходные данные).
Полная и реактивная мощность определяются по выражениям ([1] стр. 18):
где - коэффициент активной и реактивной мощности соответственно (см. исходные данные).
Определим нагрузку стороны СН.
Для стороны НН получим:
Суммарные мощности на стороне ВН:
Таким образом в данном разделе определили суммарные мощности подстанции (SВН = 53.66 МВА SСН = 37.65 МВА SНН = 24.5 МВА) на основании которой будут выбраны силовые трансформаторы.
А так же по исходным данным принимаем на стороне НН два генератора:мощностью по 6МВт Т6-2У3 ([4]стр. 76)

Заключение и литература.doc

При разработке курсового проекта были рассмотрены следующие вопросы:
Выбор силовых трансформаторов;
Выбор принципиальной схемы соединений ГПП;
Выбор трансформаторов и схемы собственных нужд подстанции;
Расчет токов короткого замыкания;
Выбор коммутационной аппаратуры;
Выбор токоведущих частей;
Выбор измерительных приборов для основных цепей и измерительных трансформаторов;
Выбор разрядников на проектируемой ГПП;
Выбор схемы дистанционного управления и сигнализации для выключателя.
При выполнении данного курсового проекта были решены следующие задачи: были выбраны и разработаны две схемы подстанции (с двумя трансформаторами ТДТН-40000110106 и с четырьмя трансформаторами 2хТРДН - 2500011066 2хТРТН – 400001101010) произведено их технико-экономическое сравнение и на его основании выбрана для дальнейшего расчета схема подстанции с наименьшими приведенными затратами – с двумя трансформаторами ТДТН-40000110106. Затем для выбранной схемы произведен расчет токов короткого замыкания. Были выбраны коммутационные аппараты (на стороне 110 кВ выбран элегазовый выключатель ВЭБ-110 и разъединители РНД3.2-1101000 У1); на стороне 10 кВ выбраны вакуумные выключатели ВВЭ-М-10.
На стороне 6 кВ выбраны вакуумные выключатели ВВЭ-М-10.
Произведен выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения а также всей контрольно-измерительной аппаратуры на подстанции. Выбран оперативный ток подстанции и источник оперативного тока разработана схема дистанционного управления и сигнализации выключателем.
Разработана полная схема подстанции. Данная подстанция имеет три номинала напряжений: 110 кВ 10 кВ и 6 кВ. Имеется 10 отходящих линий на стороне 10 кВ и 8 отходящих линий на стороне 6 кВ.
Курсовой проект выполнен с учетом всех норм проектирования и в соответствии с требованиями ЕСКД а разработанная подстанция удовлетворяет современным техническим требованиям.
Программа курса контрольные задания и методические указания к выполнению курсового проекта "Электрические станции и подстанции систем электроснабжения" для студентов заочного обучения по специальности 10.04-Электроснабжение.А.Н.Бохан.-Гомель:ГПИ1990.
Методические указания для курсового проектирования по курсу "Электрические станции и подстанции систем электроснабжения" для студентов специальности 03.03Г.И.СеливерстовА.Н.Бохан.-Гомель:ГПИ1988.
Околович М.Н. Проектирование электрических станций - М.:Энергоиздат1982.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования - М. Энергоатомиздат 1989.
Блок В.М. Электрические сети и системы: Учеб. Пособие для электроэнергет. спец. вузов. – М.:Высш. шк. 1986.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов.-М.:Энергоатомиздат1989.
Методические указания к курсовому проекту по курсу “Электрическая часть станций и подстанций” (для студентов спец. 03.03)Л.И.Евминов.-Гомель:ГПИ 1980.
Рожков Л.Д. Козулин В.С.. Электорооборудование станций и под станций.-М.: Энергия 1980(1997).
Гук Ю.Б. и др.. Проектирование электрической части станций и подстанций: Учебное пособие для вузов. -Л.: Энергоатомиздат 1985
Лычев П.В. Федин В.Т. Электрические системы и сети. Решение практических задач: Учебное пособие для вузов.-Мн.:ДизайнПРО 1997.
Электрическая часть станций и подстанций А.А.Васильев И.П.Крючков и др.; под ред. А.А.Васильева - И.: Энергия 1980(1990).

6.DOC

6. Выбор средств ограничения токов к.з. и коммутационной аппаратуры
1. Выбор коммутационной аппаратуры
Выбор выключателей производим по следующим параметрам:
-по напряжению электроустановки
-по длительному расчетному току с учетом возможных длительных перегрузок основного оборудования
где IMAX = k*IРАБНОРМ;
UНОМ IНОМ – паспортные (каталожные) параметры выключателя ([4] табл. 5.1-5.2);
k - коэффициент зависящий от допускаемых длительных повышений тока.
Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по следующим условиям:
IДИН IMДИН - действующее и амплитудное значение предельного сквозного тока к.з. (каталожные параметры выключателя).
Выбрав выключатель по рассмотренным параметрам зная по каталогу собственное время отключения выключателя находят время от начала к.з. до расхождения контактов выключателя:
где tЗMIN - минимальное время действия релейной защиты принимаем равным 0.01 с и для этого времени определяют периодическую In и апериодическую
tсв - собственное время отключения выключателя ([4] табл. 5.1-5.2).
Апериодическую составляющую тока к.з. находят по выражению:
где Та - постоянная времени затухания. Величину Та и значение ударного коэффициента определяем по ([9] табл.6.1).
Отключающая способность выключателя проверяется по следующим условиям. В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию: Ino Iоткл. где Iоткл. - номинальный ток отключения по каталогу.
Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока к.з. iаt .Процентное содержание iаt определяем по выражению
и проверяем условие b bНОМ. Величину bНОМ (нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе %) определяем по ([4] рис.8.1) или по каталогам.
Если а тогда допускается выбирать выключатель по полному току:
На термическую стойкость выключатель проверяют по расчетному импульсу квадратичного тока к.з. ВК и найденным в каталоге предельному гарантированному заводом-изготовителем току термической стойкости аппарата IТ и времени его протекания tТ:
Значение термического импульса определяем по выражению
где время действия релейной защиты (принимаем 1.5с) полное время отключения выключателя (приводится в технических характеристиках выключателя) с.
Необходимо отметить что расчетным видом к.з для проверки на электродинамическую и термическую стойкость является трехфазное к.з. Разъединители отделители и выключатели нагрузки выбираются по номинальному напряжению UНОМ номинальному длительному току IНОМ а в режиме к.з. проверяются на термическую и электродинамическую стойкость.
2. Выбор выключателей и разъединителей на стороне 110 кВ
Определяем максимальный рабочий ток:
Расчетный импульс квадратичного тока к.з.:
Результаты расчета по выбору выключателя приведены в табл.6.1 по выбору разъединителей в табл.6.2.
Выбор выключателей на стороне 110 кВ
Проверка на отключающую способность
А) периодическая составляющая
В) апериодическая составляющая
Проверка на включающую способность
Проверка на динамическую стойкость
Проверка на термическую стойкость
Выбираем элегазовый выключатель типа ВЭБ-110 (110 кВ 2000 А ток отключения 40 кА для умеренного климата открытой установки). Привод выключателя ШПЭ - 44 У1 ([4] табл. 5.2)
Выбор разъединителей на стороне 110 кВ
Продолжение табл. 6.2
Выбираем разъединитель типа РНД3.2-1101000 У1 (тип привода ПДН-1У1).
3. Выбор выключателей и разъединителей на стороне 10 кВ
Выбор выключателей и разъединителей на стороне 10 кВ аналогичен выбору на стороне 110 кВ поэтому результаты расчётов приведём в табл. 6.3.- 6.7.
Выбор выключателей со стороны 10 кВ трансформатора
Расчетные параметры сети
Каталожные данные выключателя
Выбран выключатель типа: ВВЭ-М-10
Выбор секционного выключателя
Выбран выключатель типа: ВВЭ-М-10
Выбор выключателей к которым подключена нагрузка
Выбран выключатель типа: ВВТЭ-М-10
Результаты выбора разъединителей на стороне СН 10 кВ трансформатора
Каталожные данные разъединителя
Выбираем разъединитель типа: РВРЗ-1-104000
4.Выбор выключателей и разъединителей на стороне 6 кВ
Выбор выключателей и разъединителей на стороне 6 кВ аналогичен выбору выключателей на стороне 110 кВ поэтому результаты расчётов приведём в табл. 6.7.- 6.10.
Выбор выключателей со стороны 6 кВ трансформатора
Выбран выключатель типа: ВВТЭ-М-10
Результаты выбора разъединителей на стороне НН 6 кВ трансформатора
Выбираем разъединитель типа: РВК-103000
Выбор предохранителей
Для защиты ТСН используем предохранители. Выбор предохранителей производится:
- по напряжению установки Uуст ≤Uном;
- по току Iнорм. ≤ Iном. Ima
- по конструкции и роду установки;
- по току отключения Ino Iоткл.ном.;
где Iоткл.ном. - отключаемый ток.
Расчетная мощность потребителей собственных нужд:Sрасч =268.136 кВА.
Напряжение предохранителя: U = 6 кВ.
Выбираем предохранитель типа ПК6-30.
Ino = 1.311 кА Iоткл = 20 кА.
Следовательно выбранный предохранитель соответствует условиям выбора.

8.doc

8. Выбор сборных шин токопроводов и кабелей для всех распредустройств.
Основное оборудование подстанций и аппараты соединяются между собой проводниками разного типа которые образуют токоведущие части электрической установки. При выборе токоведущих частей необходимо обеспечить ряд требований вытекающих из условий работы.
Длительно проводить рабочие токи без повышения температуры выше допустимой.
Противостоять кратковременному электродинамическому и тепловому действию токов к.з.
Выдерживать механические нагрузки создаваемые собственной массой и массой связанной с ними аппаратов а также усилия возникающие в результате атмосферных воздействий.
Удовлетворять требованиям экономичности электроустановки.
На подстанциях в открытой части могут применяться провода АС или жёсткая ошиновка алюминиевыми трубами а в отдельных случаях и медными. Соединение трансформатора с закрытым РУ 6-10 кВ или КРУ 6-10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. В РУ 6-10 кВ применяется жёсткая ошиновка.
1 Выбор гибких токопроводов ОРУ 110 кВ
Выбираем сечение по экономической плотности тока ф.(9.1):
Выбираем сталеалюминевый провод АС-18529.
Выбранные шины проверяем по условиям нагрева при максимальных нагрузках ремонтного или послеаварийного режима:
Проверка на термическую стойкость при к.з.:
Т.к. SКЗ6000 МВА то на схлестывание провода не проверяем.
Окончательно принимаем провод марки АС-18529.
2 Выбор сборных шин ОРУ 110 кВ
Выбираем по допустимому току два провода марки АС-12019.
Выбранное сечение проверяем на термическое действие токов к.з.:
Окончательно принимаем АС-12019.
Выбор сборных шин на стороне 10 кВ
Шины располагаем горизонтально. Расстояние между фазами а=08 м и пролетом l=18 м.
Сборные шины по экономической плотности тока не выбирают поэтому сечение шины выбираем по допустимому току (5.1).
Определи рабочий ток по формуле (5.2):
Максимальный ток нагрузки при ремонтном или послеаварийном режиме:
Принимаем алюминиевые шины коробчатого сечения h=100мм; b=45мм; c=45мм; r=8мм; q=775 мм2 с Iдоп = 2820 А.
Выполним проверку шин:
) Проверка на термическую стойкость при к.з. производится по формуле:
где Iпо – ток короткого замыкания кА;
tоткл – полное время отключения выключателя с;
Tа – постоянная времени затухания с.
Проведем проверку шин на термическую стойкость по условию:
где Вк – тепловой импульс кА2с;
С – коэффициент зависящий от вида и материала проводника для
алюминиевых шин С=90.
таким образом условие (8.8) выполняется.
) Проверка шин на электродинамическую стойкость.
При проверке шин на электродинамическую стойкость находится собственная частота колебаний шин по формуле:
J - момент инерции поперечного сечения шины относительно оси перпендикулярной направлению изгибающей силы см4;
q - поперечное сечение шины см2.
При расположении шин горизонтально момент инерции поперечного сечения шины по справочным данным:
Собственная частота колебаний шин по (8.10)
Так как f0 >fдоп=200 Гц – шины удовлетворяют условию электродинамической стойкости.
Шины являются механически прочными при выполнении условия:
где sдоп – допустимое механическое напряжение в материале шин (для алюминиевых шин 823 МПа по табл.4-3[3] );
sрасч – расчетное напряжение в материале шин:
Wa – момент сопротивления шины относительно оси перпендикулярной действию силы см;
При расположении шин горизонтально момент сопротивления находится по справочным данным:
sрасч= 0.8 sдоп=823.
Следовательно шина механически прочна.
Окончательно принимаем: алюминиевые шины коробчатого сечения q=775 мм2 с Iдоп = 2820 А.
Сила взаимодействия между швеллерами:
Выбор гибких токопроводов на стороне 10 кВ для соединения трансформаторов с РУ
Гибкие токопроводы для соединения трансформаторов с РУ 6-10 кВ выполняются пучком проводов закрепленных по окружности в кольцах-обоймах. Два провода из пучка – сталеалюминевые – несут в основном механическую нагрузку от собственного веса гололёда и ветра. Остальные провода – алюминиевые являются токоведущими. Сечение отдельных проводов в пучке рекомендуется выбирать возможно большими так как это уменьшает число проводов и стоимость токопроводы.
) Выберем токопроводы для соединения трансформаторов с РУ-10.
Мощность протекающая по токопроводу равна:
Тогда рабочий ток по формуле (5.2) равен:
Определяем расчетное (экономическое) сечение по формуле (8.3):
Принимаем два несущих провода АС-30039 тогда сечение алюминиевых проводов должно быть:
Число проводов А-185:
Принимаем токопровод 2×АС-30039 + 9×А-185 расстояние между фазами D=2м.
Найдём допустимый ток:
Найдём ток в послеаварийном режиме когда один трансформатор отключен:
Так как Iдоп = 5920 > Imax=3098 А то условие проверки выполняется т.е. окончательно выбираем токопровод марки 2×АС-30039 + 9×А-185 .
Выбор сборных шин на стороне 6 кВ
Принимаем шины прямоугольного сечения. Шины располагаем горизонтально. Расстояние между фазами а=08 м и пролетом l=15 м.
Сборные шины по экономической плотности тока не выбирают поэтому сечение шины выбираем по допустимому току (8.1).
Определи рабочий ток по формуле (8.2):
Принимаем алюминиевые шины прямоугольного сечения 120*8мм; q=96 см2 с Iдоп =1900 А.
таким образом условие (8.5) выполняется.
При расположении шин горизонтально момент инерции поперечного сечения шины находится по следующей формуле:
где b – толщина шины см;
Момент инерции шины по (8.14):
Собственная частота колебаний шин по (5.8)
Так как f0 > fдоп=200 Гц – шины удовлетворяют условию электродинамической стойкости
При расположении шин плашмя момент сопротивления находится по формуле:
Момент сопротивления шин по (5.12):
sрасч= 0.032 sдоп=823.
Окончательно принимаем: алюминиевые шины прямоугольного сечения 1208 с Iдоп = 1900 А.
Выбор гибких токопроводов на стороне 6 кВ для соединения трансформаторов с РУ
) Выберем токопроводы для соединения трансформаторов с РУ-6.
Определяем расчетное (экономическое) сечение по формуле (5.3):
Принимаем два несущих провода АС-18524 Iдоп=520А тогда сечение алюминиевых проводов должно быть:
Число проводов А-120:
Принимаем токопровод 2×АС-18524 + 7×А-120 расстояние между фазами D=2м.
Так как Iдоп = 3665 > Imax=2395 А то условие проверки выполняется т.е. окончательно выбираем токопровод марки 2×АС-18524 + 7×А-120.
Выбор кабелей для питания ТСН
- по напряжению установки Uуст ≤Uном;
- по экономической плотности тока qэк = Iнормjэк;
-по допустимому току Imax ≤Iдоп
где Iдоп - длительно допустимый ток с учетом поправок на число рядом проложенных в земле кабелей (К1) и вид почвы (К2). Принимаем нормальные условия.
Iдоп = К1К2Iдоп.табл. (8.13)
Выбранные кабели проверяются на термическую стойкость по условию:
где Вк - импульс квадратичного тока короткого замыкания находится по выражению (5.7) кА2·с;
С - функция значения которой приведены в таблице 3-13[3] А·с12мм2.
Выберем кабель питающих ТСН
Нагрузка ТСН: Sрасч= 25823 кВА
По формуле (5.2) найдём ток нормального режима:
Определение экономического сечения кабеля производим по формуле (5.3) по таблице 7.1[1] определяем экономическую плотность тока jэ=14 Амм2:
Выбираем стандартное сечение: Sст = 10 мм2 Iдоп = 60 А.
Проверяем выбранное сечение на термическую прочность по формуле (5.14):
Увеличиваем сечение выбираем стандартное : Sст = 50 мм2 Iдоп = 155 А.
Проверим с учетом прокладки в земле по формуле (8.13):
I’доп = 155×1×1 = 155А.
Ток аварийного режима: Imax = 2×Iнорм = 2×1242 =2484 А.
Т.е. по условию нагрева максимальным током выбранное сечение проходит следовательно окончательно выбираем кабель марки: ААБ-350.

Схемы.dwg

3.DOC

3. Выбор главной схемы электрических соединений
Как правило распределительные устройства (РУ) напряжением 35 кВ и выше выполняются открытыми (ОРУ). ОРУ должны обеспечить надежность работы безотказность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение возможность расширения. Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных).
По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Для РУ напряжением 6 кВ выбираем комплектные распределительные устройства (КРУ). Эти КРУ состоят из закрытых шкафов с встроенными в них аппаратами измерительными и защитными приборами. Для РУ напряжением 35 кВ и выше в зависимости от числа цепей и ответвлений применяются следующие схемы электрических соединений: блок трансформатор-линия (с выключателем или без него с разъединителем или короткозамыкателем) мостик одна секционированная система сборных шин.
При разработке главной схемы соединений подстанции рассматриваются два варианта (см. рис.2.1 и рис.2.2) отличающиеся составом и схемами подключения основного оборудования схемами РУ и т.д. На основании технико-экономического сопоставления вариантов определяем оптимальное решение причем основное внимание уделяется методике их выполнения а графики нагрузок и другие величины и коэффициенты принимаются по усредненным показателям.
Для первого варианта на стороне ВН принимаем схему одна секционированная система шин с обходной с совмещенным секционным и обходным выключателями ([6] табл. 6.8; [7] стр. 358-359). На стороне СН и НН применяем одиночную секционированную систему шин (см. рис. 3.1).
Для второго варианта на стороне ВН принимаем схему одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателями ([6] табл. 6.8) на стороне СН и НН применяем схему с одной секционированной системой шин(см.рис.3.2). Рис. 3.1. Главная схема электрических соединений подстанции по первому варианту
Рис. 3.2. Главная схема электрических соединений подстанции по второму варианту

7.doc

7. Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов
Выбор измерительных приборов
Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов.
Измерениями должны быть охвачены все параметры основного и вспомогательного оборудования которые определяют режим управления подстанции.
В соответствии с ПУЭ щитовые показывающие или регистрирующие электроизмерительные приборы должны иметь класс точности не ниже 25; счетчики активной энергии предназначенные для денежных расчётов (расчётные счётчики) - не ниже 20 а для линий межсистемных связей напряжением 110-150 кВ –10; 220 кВ и выше – 05.
Класс точности счетчиков реактивной энергии выбирают на одну ступень ниже класса точности соответствующих счетчиков активной энергии. Для фиксирующих приборов допускается класс точности 30. Амперметры подстанций РУ могут иметь класс точности – 40. В табл. 7.1 показаны приборы устанавливаемые на подстанции.
Контрольно-измерительные приборы на подстанции
Амперметр вольтметр ваттметр варметр фиксирующий прибор используемый для определения места к.з. расчётные счетчики активной и реактивной энергии
Амперметр варметр ваттметр счетчики активной и реактивной энергии
На каждой секции шин или системе шин
Вольтметр для измерения междуфазного напряжения вольтметр с переключением для измерения фазного напряжения
Продолжение таблицы 7.1.
Секционный выключатель 6-10 кВ
Линии 6-10 кВ к потребителям
Амперметр расчётные счетчики активной и реактивной энергии принадлежащие потребителям
Амперметр ваттметр счетчик активной энергии
Выбор трансформаторов тока
Выбор трансформаторов тока (ТА) производится по следующим условиям:
по напряжению установки:
Iраб.утяж ≤I1ном (7.2)
где I1ном – номинальный первичный ток трансформатора тока А;
Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.
по конструкции и классу точности;
по электродинамической устойчивости:
где kэд - кратность электродинамической устойчивости по каталогу;
по термической стойкости:
где kT - кратность термической устойчивости (справочные данные);
tТ - время протекания тока термической устойчивости с;
Вк - расчетный импульс квадратичного тока к.з. кА2·с.
по вторичной нагрузке:
где Z2ном – номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности Ом;
Z2 - вторичная нагрузка трансформатора тока Ом.
Индуктивное сопротивление вторичных цепей невелико поэтому Z2 ~ r2 где:
r2 = rприб. + rпров. + rк. (7.6)
где rприб. - сопротивление приборов;
rпров. - сопротивление измерительных проводов;
rк. - переходное сопротивление контактов;
Сопротивление приборов определяется по формуле:
где I2 ном - номинальный вторичный ток приборов А;
Sприб.- мощность приборов В·А.
Переходное сопротивление контактов (rк) принимает следующие значения:
rк = 005 [Ом] - при малом количестве приборов (двух-трех);
rк = 01 [Ом] - при большем количестве приборов;
Зная Zном определяют допустимое сопротивление проводов rпров по формуле:
rпров= z2ном-rприб-rк (7.8)
По значению сопротивления проводов определяют площадь сечения провода по формуле:
где ρ – удельное сопротивление материала провода Ом·мм2м;
lрасч –расчётная длина зависящая от схемы соединения трансформатора тока и расстояния от трансформатора тока до приборов м.
При включении в неполную звезду ; при включении в звезду при включении в одну фазу lрасч= 2·l.Провода с медными жилами (ρ=00175 Ом·мм2м) применяются во вторичных цепях основного и вспомогательного оборудования мощных электростанций с агрегатами 100 МВт и более а также на подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше. В остальных случаях во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами (ρ=00283 Ом·мм2м).
Полученная площадь сечения по формуле (7.9) не должна быть по условию механической прочности менее 4 мм2 для проводов с алюминиевыми жилами. Провода с площадью сечения более 6 мм2 обычно не применяются.
Сопротивление измерительных проводов (rпров.) зависит от длины и сечения соединительных проводов.
Выбор трансформаторов тока в силовом трансформаторе на стороне 10 кВ
Трансформаторы тока установим на каждой из расщеплённых обмоток в ячейках КРУ. Для обмоток 10 кВ:
Определим максимальный ток трансформатора тока по формуле :
По таблице 4-22[4] выбираем трансформатор тока типа ТПШЛ-10-4000-05Р с номинальным вторичным током 5 А. Результаты выбора и проверки по формулам (7.1-7.4) приведем в таблице 7.2.
Выбор трансформаторов тока на стороне 10 кВ силового трансформатора
Imдин = -ТПШЛ не проверяется
(Iт ×kT)2× tм =(70·4) 2= 78400 кА2·с
Для того чтобы выполнить проверку по условию (7.5) сперва выберем приборы которые подключаются к трансформатору тока (см. табл. 7.3)
Результаты выбора приборов подключаемых к вторичной обмотке трансформаторов тока
Наименование и тип прибора
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Проверку трансформатора тока по вторичной нагрузке произведём для наиболее загруженной фазы из таблицы 7.3 видно что наиболее загружены фазы А и С.
Сопротивление приборов определим по формуле (7.7):
Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в классе точности 05: Z2ном = 12 Ом. Следовательно условие (7.5) выполняется так как 0344 Ом 12 Ом.
Сопротивление контактов принимаем rк = 01.
Определяем допустимое сопротивление проводов по формуле (7.8):
rпров= Z2ном-rприб-rк = 12 - 0244 - 01 = 0856 Ом.
Сечение проводов по формуле (7.9):
По условию механической прочности минимальное сечение равно 4 мм2 поэтому принимаем сечение провода S = 4 мм2.
Выбор трансформаторов тока в силовом трансформаторе на стороне 6 кВ
По таблице 4-22[4] выбираем трансформатор тока типа ТПШЛ-10-3000-05Р. Результаты выбора приведём в таблице 7.4.
Выбор трансформаторов тока на стороне 6 кВ силового трансформатора
Imдин = - ТПШЛ не проверяется
(Iт ×kT)2× tм =(70·3)2= 44100 кА2·с
Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в классе точности 05: Z2ном = 08 Ом. Следовательно условие (7.5) выполняется так как 0344 Ом 08 Ом.
rпров= Z2ном-rприб-rк = 08 - 0244 - 01 = 0456 Ом.
Выбор трансформаторов тока на линиях к потребителям 6-10 кВ
Определим максимальный ток трансформатора тока для 10 кВ :
Трансформаторы тока выбираем в составе ячеек КРУ.
По таблице 4-22[4] выбираем трансформатор тока для 10 кВ типа ТПОЛМ-10-600. Результаты выбора приведём в таблице 7.5.
Выбор трансформаторов тока на линиях 10 кВ к потребителям
Imдин = = 160 06=13576кА
(Iт ×kT)2× tм =(165·06)2= 1521 кА2·с
Счетчик реактивной энергии
Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в классе точности 05: Z2ном = 06 Ом. Следовательно условие (7.5) выполняется так как 0209 Ом 06 Ом.
Сопротивление контактов принимаем rк = 005.
rпров= Z2ном-rприб-rк = 06 - 0204 - 005 = 0346 Ом.
По таблице 4-22[4] выбираем трансформатор тока типа ТПЛ-10-300. Результаты выбора приведём в таблице 7.7.
Imдин = = 175 03=7425кА
(Iт ×kT)2× tм =(90·03)2= 729 кА2·с
Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в классе точности 05: Z2ном = 04 Ом. Следовательно условие (7.5) выполняется так как 0209 Ом 04 Ом.
rпров= Z2ном-rприб-rк = 04 - 0204 - 005 = 0146 Ом.
Определим максимальный ток трансформатора тока для линий 6 кВ к потребителям :
По таблице 4-22[4] выбираем трансформатор тока типа ТПЛ-10-400. Результаты выбора приведём в таблице 7.8.
Выбор трансформаторов тока на линиях 6 кВ к потребителям
Imдин = = 165 04=933кА
(Iт ×kT)2× tм =(70·04)2= 784 кА2·с
По таблице 4-22[4] выбираем трансформатор тока типа ТПЛ-10-300. Результаты выбора приведём в таблице 7.9.
По условию механической прочности минимальное сечение равно 4 мм2 поэтому принимаем сечение провода S = 4 мм2.
Выбор трансформаторов тока на линиях к ТСН.
Определим максимальный ток трансформатора тока:
По таблице 4-22[4] выбираем трансформатор тока типа ТПЛ-10-5-200. Результаты выбора приведём в таблице 7.10.
Выбор трансформаторов тока на линиях к ТСН
Imдин = = 250 02=7071кА
(Iт ×kT)2× tм =(90·02)2 ·2= 648 кА2·с
Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в классе точности 05: Z2ном = 04 Ом. Следовательно условие (7.5) выполняется так как 0174 Ом 04 Ом.
rпров= Z2ном-rприб-rк = 04 - 0124 - 005 = 0226 Ом.
принимаем сечение провода S = 5 мм2.
3 Выбор трансформаторов тока в РУ - 110 кВ
Выбираем ТТ типа ТФНД – 110М ([4] табл.5.9) (применить встроенные в выключатель У-110Б-2000-40У1 ТТ нельзя т.к. ТТ с номинальным током 400 имеет класс точности 3).
Результаты выбора приведены в таблице 8.2.
Выбор трансформаторов тока в цепях РУ 110 кВ
Проверка на динамическую стойкость
Проверка на термическую стойкость
Трансформаторы тока выбираем класса точности 0.5. Кроме того для подключения измерительных приборов могут быть использованы ТТ встроенные в силовые трансформаторы типа ТВТ 110-I-6005. Количество встроенных во вводе трансформатора - 2.
Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения (TV) выбираются по следующим условиям:
по напряжению установки:
где S2 - нагрузка всех измерительных приборов и реле присоединённых к трансформатору напряжения В·А;
S2ном – номинальная мощность в выбранном классе точности. Для однофазных трансформаторов соединенных в звезду следует взять суммарную мощность всех трёх фаз а для соединённых по схеме открытого треугольника – удвоенную мощность одного трансформатора.
Для упрощения расчётов нагрузку приборов можно не разделять по фазам тогда:
где Sприб – полная суммарная мощность всех приборов подключенных ко вторичной обмотке трансформаторов напряжения В·А;
Pприб и Qприб - суммарная активная и реактивная мощности соответственно для приборов подключенных к трансформатору напряжения Вт и В·Ар.
по конструкции и схеме соединения обмоток.
При определении вторичной нагрузки сопротивление соединительных проводов не учитывают так как оно мало. Обычно сечение проводов принимают из условия механической прочности равной 15 мм2 и 25 мм2 соответственно для медных и алюминиевых проводов.
Выбор трансформаторов напряжения на стороне 110 кВ
Расчёт нагрузки приведём в таблице 7.13
Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Мощность одной катушки В·А
Тогда нагрузка вторичных цепей трансформатора напряжения по формуле (7.12):
Выберем трансформаторы напряжения по таблице 4-23[4] марки НКФ-220-58. Данные трансформаторов напряжения :
кВ; В; S2н=400 ВА при классе точности 05;
Сечение соединительных проводов принимается.
Расчетное значение тока фазы А:
Ток фазы В с учетом сдвига фаз между токами (60°):
Потеря напряжения в соединительных проводах фаз А и В:
Допустимая потеря напряжения 05%.
Выбраны два трансформатора НКФ-220-58 имеют номинальную мощность в классе точности 05 необходимом для присоединения счётчиков 400 В·А. Условие (7.11) выполняется т. е. 5425В·А 800В·А следовательно трансформаторы будут работать в выбранном классе точности.
Выбор трансформаторов напряжения на стороне 10 кВ
Расчёт нагрузки основной обмотки приведём в таблице 7.14
Эквивалентная мощность приборов по формуле (7.12):
Выберем трансформаторы напряжения по таблице 4-23[4] марки 2хНОМ-10
Для подключения расчетных счетчиков не рекомендуется 3-х фазный трансформатор напряжения НТМИ (120 ВА для кл. 05). Следовательно требуется установить 2хНОМ-10. Номинальная мощность одного трансформатора НОМ-10 . К трансформаторам НОМ-10 подключим счетчики активной и реактивной энергии предназначенные для коммерческого учета электроэнергии.
Расчетное значение тока фазы А –
Потеря напряжения в соединительных проводах фаз А и В –
Выбраны два трансформатора НОМ-10 и один НТМИ-10-66.НОМ-10 имеют номинальную мощность в классе точности 05 необходимом для присоединения счётчиков 75 В·А. Условие (7.11) выполняется т. е. 4736ВА 150ВА следовательно трансформаторы НОМ-10 будут работать в выбранном классе точности. НТМИ-10-66 необходим для измерения фазных и линейных напряжений имеет мощность 120ВА.
Выбор трансформаторов напряжения на стороне 6 кВ
Приборы установленные на стороне 6 кВ аналогичны установленным на стороне 10 кВ.
Выберем трансформаторы напряжения по таблице 4-23[4] марки 2хНОМ-6
Для подключения расчетных счетчиков не рекомендуется 3-х фазный трансформатор напряжения НТМИ (75 ВА для кл. 05). Следовательно требуется установить 2хНОМ-6 кл.=05. Номинальная мощность одного трансформатора НОМ . К трансформаторам НОМ-6 подключим счетчики активной и реактивной энергии предназначенные для коммерческого учета электроэнергии.
Выбраны два трансформатора НОМ-6и один НТМИ-6-66.НОМ-6 имеют номинальную мощность в классе точности 05 необходимом для присоединения счётчиков 50 ВА. Условие (7.11) выполняется т. е. 4736ВА 100ВА следовательно трансформаторы НОМ-6 будут работать в выбранном классе точности. НТМИ-6-66 необходим для измерения фазных и линейных напряжений имеет мощность 75ВА.

0 Содержание и введение.doc

Определение суммарной мощности потребителей подстанции5
Выбор силовых трансформаторов и технико-экономическое сравнение вариантов6
Выбор главной схемы электрических соединений 13
Выбор трансформаторов и схемы собственных нужд подстанции15
Расчет токов короткого замыкания17
1 Выбор базисных условий и определение параметров элементов схемы замещения18
2 Расчет токов к.з. на стороне 110 кВ20
3 Расчет токов к.з. на стороне 10 кВ22
4 Расчет токов к.з. на стороне 6 кВ23
Выбор средств ограничения токов к.з. и коммутационной аппаратуры 24
1. Выбор коммутационной аппаратуры24
2. Выбор выключателей и разъединителей на стороне 110 кВ26
3 Выбор выключателей на стороне 10 кВ28
4 Выбор выключателей на стороне 6 кВ29
Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов31
1 Выбор измерительных приборов31
2 Выбор трансформаторов тока33
3 Выбор трансформаторов тока в РУ - 110 кВ35
4 Выбор трансформаторов напряжения на стороне 110 кВ40
5 Выбор трансформаторов напряжения для РУ 10 кВ41
6 Выбор трансформаторов напряжения для ЗРУ 6 кВ43
Выбор сборных шин токопроводов и кабелей для всех распредустройств44
1 Выбор гибких токопроводов ОРУ 110 кВ44
2 Выбор сборных шин ОРУ 110 кВ45
3 Выбор гибких токопроводов от трансформаторов до РУ 10 кВ45
4 Выбор сборных шин РУ 10 кВ48
5 Выбор отходящих линий РУ 10 кВ48
6 Выбор гибких токопроводов от трансформаторов до ЗРУ 6 кВ49
7 Выбор сборных шин РУ 6 кВ50
8 Выбор кабелей отходящих линий РУ 6 кВ52
9 Выбор выключателей и кабелей в цепях ТСН53
Выбор конструкции распредустройства высокого напряжения54
Выбор источника и оборудования оперативного тока58
Выбор схемы дистанционного управления для выключателя ВМПЭ-10-630-20У362
Электрическая энергия широко применяется во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствует универсальность и простота ее использования возможность производства в больших количествах промышленным способом и передачи на большие расстояния. Энергетика занимает ведущее место среди отраслей народного хозяйства. Уровень развития энергетики и электрификации в наиболее обобщенном виде отражает достигнутый технико-экономический потенциал страны.
Несмотря на спад производства и прочие неблагоприятные факторы энергетика по-прежнему развивается и в настоящее время необходимы правильно спроектированные подстанции для распределения и передачи электроэнергии.
Задачей курсового проекта является закрепление теоретического материала и приобретение практических навыков по проектированию электрической части подстанции расчету и выбору шин трансформаторов высоковольтных аппаратов а также приобретение опыта в использовании справочной литературы руководящих указаний и нормативных материалов. В учебном процессе курсовому проектированию придается большое значение так как оно способствует приобретению навыков самостоятельной работы.
Целью данного курсового проекта является выбор основного оборудования на проектируемой подстанции. При этом преследуются следующие основные цели проектирования:
Распределение электроэнергии в соответствии с заданным графиком потребления.
Надежная работа установок и энергосистем.
Сокращение капитальных затрат на сооружение установок.
Снижение ежегодных затрат и ущерба при эксплуатации установок энергосистемы.
Определение суммарной мощности потребителей подстанции
Суммарная активная мощность определяется по выражению ([1] стр. 18):
где - параметры потребителей на данной стороне подстанции (см. исходные данные).
Полная и реактивная мощность определяются по выражениям ([1] стр. 18):
где - коэффициент активной и реактивной мощности соответственно (см. исходные данные).
Определим нагрузку стороны СН.
Для стороны НН получим:
Суммарные мощности на стороне ВН:
Таким образом в данном разделе определили суммарные мощности подстанции (SВН = 53.66 МВА SСН = 37.65 МВА SНН = 24.5 МВА) на основании которой будут выбраны силовые трансформаторы.
А так же по исходным данным принимаем на стороне НН два генератора: мощностью по 6МВт Т6-2У3 ([4]стр. 76)
Выбор силовых трансформаторов и технико-экономическое сравнение вариантов
Число трансформаторов на подстанции выбирается в зависимости от мощности и ответственности потребителей а также наличия резервных источников питания в сетях среднего и низкого напряжений. Так как от подстанции питаются потребители I-ой и II-ой категорий то по условию надежности требуется установка нескольких трансформаторов.
Расчетная мощность трансформаторов определяется из выражения:
где - расчетная мощность трансформатора МВА;
- суммарная мощность потребителей МВА;
- коэффициент аварийной перегрузки;
n - количество трансформаторов.
Выбираем два варианта структурных схем подстанции на основании ([2] стр.7; [3] стр.128) приведенных на рис. 2.1 2.2:
Рис. 2.1. Схема подстанции с двумя трехобмоточными трансформаторами.
Рис. 2.2. Схема подстанции с четырьмя двухобмоточными трансформаторами.
В первом варианте предполагается применить трехобмоточные трансформаторы с напряжениями сторон СН и НН 10 кВ и 6 кВ соответственно.
Второй вариант предполагает использование четырех двухобмоточных трансформаторов.
Определим по выражению (2.1) расчетную мощность трансформаторов для первого варианта:
Выбираем трансформатор ТДТН-40000110106 ([4] табл. 3.6)
Проверяем коэффициент послеаварийной перегрузки
Такой коэффициент аварийной перегрузки допустим.
Для второго варианта:
Выбираем для стороны СН трансформатор ТРДН-400001101010
Для стороны НН выбираем трансформатор ТРДН-2500011066.
Такой коэффициент послеаварийной перегрузки допустим.
Каталожные данные трансформаторов ([5] табл. П.5.16 – П.5.17) приведены в табл.2.1.
Каталожные данные трансформаторов
1.Технико-экономическое сравнение вариантов
Для окончательного выбора варианта необходимо сравнить эти две схемы (см. рис. 3.1 3.2). В настоящее время ведут расчет по минимуму приведенных затрат З у.е.год которые определяются из выражения:
где - нормативный коэффициент эффективности Iгод принимаемый в расчетах 0.12;
К - капиталовложения у.е.;
И - годовые издержки у.е.год;
Уо – математическое ожидание ущерба у.е.год.
Капиталовложения определяются по упрощенным показателям стоимости оборудования и аппаратов ([5] табл. П.5.59-5.79). При этом не учитываем стоимость одинакового оборудования. Результаты расчетов капиталовложений приводятся в табл. 4.1.
Капиталовложения в подстанции
Стоимость единицы у.е
Трехобмоточный трансформатор
Годовые эксплуатационные издержки складываются из трех составляющих:
где - амортизационные отчисления у.е.
где а - норма амортизационных отчислений для силового оборудования равна 6.4%;
- издержки на обслуживание электроустановки
где b - норма отчислений на обслуживание равна 2.5%;
- издержки обусловленные потерями энергии в проектируемой установке
где b - удельные затраты на возмещение потерь принимаются равными 0.8 у.екВт×ч;
- потери электроэнергии кВт×чгод
где n - количество трансформаторов;
Рхх - потери холостого хода кВт;
SСТ - мощность нагрузки МВА;
UНТ – номинальное напряжение стороны ВН трансформатора кВ;
RОБМ – сопротивление обмотки трансформатора Ом;
tСТ - время максимальных потерь ч
где Тм - продолжительность использования максимальной нагрузки (см. исходные данные) ч.;
Определим годовые эксплуатационные издержки для первого варианта:
Находим потери электроэнергии
Издержки на потери электроэнергии
Годовые эксплуатационные издержки
По выражению (2.2) определяем приведенные затраты для первого варианта
Для второго варианта расчет выполняется аналогично.
Определяем приведенные затраты для второго варианта
Исходя из минимума приведенных затрат первый вариант является более экономичным (1119333.079у.е.2977629.016у.е.) поэтому дальнейший расчет будем вести для него (см. рис. 3.1).
Выбор главной схемы электрических соединений
Как правило распределительные устройства (РУ) напряжением 35 кВ и выше выполняются открытыми (ОРУ). ОРУ должны обеспечить надежность работы безотказность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение возможность расширения. Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных).
По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Для РУ напряжением 6 кВ выбираем комплектные распределительные устройства (КРУ). Эти КРУ состоят из закрытых шкафов с встроенными в них аппаратами измерительными и защитными приборами. Для РУ напряжением 35 кВ и выше в зависимости от числа цепей и ответвлений применяются следующие схемы электрических соединений: блок трансформатор-линия (с выключателем или без него с разъединителем или короткозамыкателем) мостик одна секционированная система сборных шин.
При разработке главной схемы соединений подстанции рассматриваются два варианта (см. рис.2.1 и рис.2.2) отличающиеся составом и схемами подключения основного оборудования схемами РУ и т.д. На основании технико-экономического сопоставления вариантов определяем оптимальное решение причем основное внимание уделяется методике их выполнения а графики нагрузок и другие величины и коэффициенты принимаются по усредненным показателям.
Для первого варианта на стороне ВН принимаем схему одна секционированная система шин с обходной с совмещенным секционным и обходным выключателями ([6] табл. 6.8; [7] стр. 358-359). На стороне СН и НН применяем одиночную секционированную систему шин (см. рис. 3.1).
Для второго варианта на стороне ВН принимаем схему одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателями ([6] табл. 6.8) на стороне СН и НН применяем схему с одной секционированной системой шин (см. рис.3.2). Рис. 3.1. Главная схема электрических соединений подстанции по первому варианту
Рис. 3.2. Главная схема электрических соединений подстанции по второму варианту
Выбор трансформаторов и схемы собственных нужд
Мощность потребителей собственных нужд невелика поэтому они питаются от сети 380220 В которая получает питание от понижающих трансформаторов. На двух трансформаторных подстанциях 35-750 кВ устанавливаются два ТСН мощность которых выбирается в соответствии с нагрузкой с учетом допустимой перегрузки при выполнении ремонтных работ и отказа одного из трансформаторов. Состав потребителей собственных нужд сводим в табл.4.1.
Собственные нужды подстанции
Установленная мощность кВт
Подогрев выключателей
Подогрев релейного шкафа
Отопление освещение
Освещение ОРУ-110 кВ.
Охлаждение трансформаторов
Итого: Sуст = 175.17 кВА
Расчетная мощность потребителей собственных нужд подстанции определяется по выражению:
Sрасч = kс×Sуст (4.1)
где kс - коэффициент спроса учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки принимается равным 08;
Sрасч = 08×175.17= 140.136кВА.
При наличии двух трансформаторов СН аварийная перегрузка одного возможна на 40% следовательно расчётная мощность ТСН:
S ТСН расч = Sрасч14 = 140.13614 = 100.09 кВА.
Выбираем трансформаторы типа ТСЗ-2506. Каждый трансформатор собственных нужд присоединяется через кабель к секционированным шинам низкого напряжения силового трансформатора на каждую секцию шин.
Расчет токов короткого замыкания
Расчет токов к.з. производится для выбора и проверки электрооборудования а также для расчета параметров электрических аппаратов релейной защиты.
Точки к.з. выбираем в трех местах системы чтобы проверяемые в последующих расчетах аппараты были поставлены в наиболее тяжелые условия.
Наиболее практичными точками являются сборные шины всех напряжений.
Составляем расчетную схему проектируемой подстанции. В схему замещения ее элементы (система трансформатор линия) вводятся своими индуктивными сопротивлениями. При составлении схемы замещения учитываем что подстанция является транзитной а так же то что силовые трансформаторы на понижающих подстанциях работают на шины низкого (среднего) напряжения раздельно.Схема замещения представлена на рис. 5.1.
Рис. 5.1. Схема замещения электрической сети.
1 Выбор базисных условий и определение параметров элементов схемы замещения
За базисную мощность принимаем мощность равную Sб = 1000 МВА. За базисное напряжение принимаем напряжения равные средним напряжениям сети которые равны: Uб1 = 115 кВ; Uб2 = 10.5 кВ; Uб3 = 6.3 кВ. Принятые базисные напряжения вытекают из точек к.з. которые намечаются в расчетной схеме т.е. К1 - на шинах высокого напряжения подстанции К3 - на шинах среднего напряжения К2К4 – на шинах низкого напряжения. Базисные токи определяются по формуле:
где Sб - базисная мощность МВА;
Uб - базисное напряжение кВ.
Определяем сопротивления элементов схемы замещения. Сопротивление системы определяется по выражению ([8] табл. 3.5):
где Uсист - напряжение системы кВ
Iпо– ток кз на шинах 110 кВ кА.
Сопротивление линий определяется по выражению ([8] табл.3.5) учитывая что у системы два источника а также то что подстанция транзитная сопротивление линий не делим на 2:
l - протяженность линии км.
Сопротивление трансформаторов рассчитываем по следующим выражениям:
где XТ – сопротивление трансформаторов (см. табл. 2.1) Ом.
Сопротивление генераторов рассчитываем по выражению:
2 Расчет токов к.з. на стороне 110 кВ
Сложив последовательно соединенные сопротивления Хс и Хл переходим к схеме на рис.5.2.
Рис. 5.2. Преобразованная схема замещения электрической сети для определения токов к.з.
Сверхпереходной ток от системы находим по формуле:
где I - сверхпереходной установившийся ток кА;
U*С - напряжение системы о.е.;
Х*РЕЗ - результирующее сопротивление ветви о.е.
Ударный ток в точке К1 определяется по выражению:
где kУД = 1.72 - ударный коэффициент ([9] табл.6.1).
3 Расчет токов к.з. на стороне 10 кВ
Определяем результирующее сопротивление .
Рис.5.3. Преобразованная схема замещения для расчета токов к.з.
Ударный ток в точке К3 определяется:
4 Расчет токов к.з. на стороне 6 кВ
Расчетная схема в этом случае аналогична как и для точки К3 (рис. 5.3).
Определяем ударный ток в точке К2:
Определяем ударный ток в точке К4:
Результаты расчета токов к.з. сведены в табл. 5.1. Токи короткого замыкания Таблица 5.1.
Точки короткого замыкания
Выбор средств ограничения токов к.з. и коммутационной аппаратуры
1. Выбор коммутационной аппаратуры
Выбор выключателей производим по следующим параметрам:
-по напряжению электроустановки
-по длительному расчетному току с учетом возможных длительных перегрузок основного оборудования
где IMAX = k*IРАБНОРМ;
UНОМ IНОМ – паспортные (каталожные) параметры выключателя ([4] табл. 5.1-5.2);
k - коэффициент зависящий от допускаемых длительных повышений тока.
Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по следующим условиям:
IДИН IMДИН - действующее и амплитудное значение предельного сквозного тока к.з. (каталожные параметры выключателя).
Выбрав выключатель по рассмотренным параметрам зная по каталогу собственное время отключения выключателя находят время от начала к.з. до расхождения контактов выключателя:
где tЗMIN - минимальное время действия релейной защиты принимаем равным 0.01 с и для этого времени определяют периодическую In и апериодическую
tсв - собственное время отключения выключателя ([4] табл. 5.1-5.2).
Апериодическую составляющую тока к.з. находят по выражению:
где Та - постоянная времени затухания. Величину Та и значение ударного коэффициента определяем по ([9] табл.6.1).
Отключающая способность выключателя проверяется по следующим условиям. В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию: Ino Iоткл. где Iоткл. - номинальный ток отключения по каталогу.
Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока к.з. iаt .Процентное содержание iаt определяем по выражению
и проверяем условие b bНОМ. Величину bНОМ (нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе %) определяем по ([4] рис.8.1) или по каталогам.
Если а тогда допускается выбирать выключатель по полному току:
На термическую стойкость выключатель проверяют по расчетному импульсу квадратичного тока к.з. ВК и найденным в каталоге предельному гарантированному заводом-изготовителем току термической стойкости аппарата IТ и времени его протекания tТ:
Значение термического импульса определяем по выражению
где время действия релейной защиты (принимаем 1.5с) полное время отключения выключателя (приводится в технических характеристиках выключателя) с.
Необходимо отметить что расчетным видом к.з для проверки на электродинамическую и термическую стойкость является трехфазное к.з. Разъединители отделители и выключатели нагрузки выбираются по номинальному напряжению UНОМ номинальному длительному току IНОМ а в режиме к.з. проверяются на термическую и электродинамическую стойкость.
2. Выбор выключателей и разъединителей на стороне 110 кВ
Определяем максимальный рабочий ток:
Расчетный импульс квадратичного тока к.з.:
Результаты расчета по выбору выключателя приведены в табл.6.1 по выбору разъединителей в табл.6.2.
Таблица 6.1.Выбор выключателей на стороне 110 кВ
Проверка на отключающую способность
А) периодическая составляющая
В) апериодическая составляющая
Проверка на включающую способность
Проверка на динамическую стойкость
Проверка на термическую стойкость
Выбираем элегазовый выключатель типа ВЭБ-110 (110 кВ 2000 А ток отключения 40 кА для умеренного климата открытой установки). Привод выключателя ШПЭ - 44 У1 ([4] табл. 5.2)
Выбор разъединителей на стороне 110 кВ
Продолжение табл. 6.2
Выбираем разъединитель типа РНД3.2-1101000 У1 (тип привода ПДН-1У1).
3. Выбор выключателей на стороне 10 кВ
Выбор выключателей и разъединителей на стороне 10 кВ аналогичен выбору на стороне 110 кВ поэтому результаты расчётов приведём в табл. 6.3.- 6.7.
Таблица 6.3 Выбор выключателей со стороны 10 кВ трансформатора
Расчетные параметры сети
Каталожные данные выключателя
Выбран выключатель типа: ВВЭ-М-10
Таблица 6.4.Выбор секционного выключателя
Выбран выключатель типа: ВВЭ-М-10
Таблица 6.5. Выбор выключателей к которым подключена нагрузка
Выбран выключатель типа: ВВТЭ-М-10
4.Выбор выключателей и разъединителей на стороне 6 кВ
Выбор выключателей и разъединителей на стороне 6 кВ аналогичен выбору выключателей на стороне 110 кВ поэтому результаты расчётов приведём в табл. 6.7.- 6.10.
Таблица 6.7. Выбор выключателей со стороны 6 кВ трансформатора
Таблица 6.8. Выбор секционного выключателя
Таблица 6.9.Выбор выключателей к которым подключена нагрузка
Выбран выключатель типа: ВВТЭ-М-10
Выбор предохранителей
Для защиты ТСН используем предохранители. Выбор предохранителей производится:
- по напряжению установки Uуст ≤Uном;
- по току Iнорм. ≤ Iном. Ima
- по конструкции и роду установки;
- по току отключения Ino Iоткл.ном.;
где Iоткл.ном. - отключаемый ток.
Расчетная мощность потребителей собственных нужд:Sрасч =175.17 кВА.
Напряжение предохранителя: U = 6 кВ.
Выбираем предохранитель типа ПК6-30.
Ino = 1.311 кА Iоткл = 20 кА.
Следовательно выбранный предохранитель соответствует условиям выбора.
Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов
1.Выбор измерительных приборов
Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанциях осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов.
Измерениями должны быть охвачены все параметры основного и вспомогательного оборудования которые определяют режим управления подстанции.
В соответствии с ПУЭ щитовые показывающие или регистрирующие электроизмерительные приборы должны иметь класс точности не ниже 25; счетчики активной энергии предназначенные для денежных расчётов (расчётные счётчики) - не ниже 20 а для линий межсистемных связей напряжением 110-150 кВ –10; 220 кВ и выше – 05.
Класс точности счетчиков реактивной энергии выбирают на одну ступень ниже класса точности соответствующих счетчиков активной энергии. Для фиксирующих приборов допускается класс точности 30. Амперметры подстанций РУ могут иметь класс точности – 40. В табл. 7.1 показаны приборы устанавливаемые на подстанции.
Контрольно-измерительные приборы на подстанции
Амперметр вольтметр ваттметр варметр фиксирующий прибор используемый для определения места к.з. расчётные счетчики активной и реактивной энергии
Амперметр варметр ваттметр счетчики активной и реактивной энергии
На каждой секции шин или системе шин
Вольтметр для измерения междуфазного напряжения вольтметр с переключением для измерения фазного напряжения
Продолжение таблицы 7.1.
Секционный выключатель 6-10 кВ
Линии 6-10 кВ к потребителям
Амперметр расчётные счетчики активной и реактивной энергии принадлежащие потребителям
Амперметр ваттметр счетчик активной энергии
Выбор трансформаторов тока
Выбор трансформаторов тока (ТА) производится по следующим условиям:
по напряжению установки:
Iраб.утяж ≤I1ном (7.2)
где I1ном – номинальный первичный ток трансформатора тока А;
Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.
по конструкции и классу точности;
по электродинамической устойчивости:
где kэд - кратность электродинамической устойчивости по каталогу;
по термической стойкости:
где kT - кратность термической устойчивости (справочные данные);
tТ - время протекания тока термической устойчивости с;
Вк - расчетный импульс квадратичного тока к.з. кА2·с.
по вторичной нагрузке:
где Z2ном – номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности Ом;
Z2 - вторичная нагрузка трансформатора тока Ом.
Индуктивное сопротивление вторичных цепей невелико поэтому Z2 ~ r2 где:
r2 = rприб. + rпров. + rк. (7.6)
где rприб. - сопротивление приборов;
rпров. - сопротивление измерительных проводов;
rк. - переходное сопротивление контактов;
Сопротивление приборов определяется по формуле:
где I2 ном - номинальный вторичный ток приборов А;
Sприб.- мощность приборов В·А.
Переходное сопротивление контактов (rк) принимает следующие значения:
rк = 005 [Ом] - при малом количестве приборов (двух-трех);
rк = 01 [Ом] - при большем количестве приборов;
Зная Zном определяют допустимое сопротивление проводов rпров по формуле:
rпров= z2ном-rприб-rк (7.8)
По значению сопротивления проводов определяют площадь сечения провода по формуле:
где ρ – удельное сопротивление материала провода Ом·мм2м;
lрасч –расчётная длина зависящая от схемы соединения трансформатора тока и расстояния от трансформатора тока до приборов м.
При включении в неполную звезду ; при включении в звезду при включении в одну фазу lрасч= 2·l.Провода с медными жилами (ρ=00175 Ом·мм2м) применяются во вторичных цепях основного и вспомогательного оборудования мощных электростанций с агрегатами 100 МВт и более а также на подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше. В остальных случаях во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами (ρ=00283 Ом·мм2м).
Полученная площадь сечения по формуле (7.9) не должна быть по условию механической прочности менее 4 мм2 для проводов с алюминиевыми жилами. Провода с площадью сечения более 6 мм2 обычно не применяются.
Сопротивление измерительных проводов (rпров.) зависит от длины и сечения соединительных проводов.
Выбор трансформаторов тока в силовом трансформаторе на стороне 10 кВ
Трансформаторы тока установим на каждой из расщеплённых обмоток в ячейках КРУ. Для обмоток 10 кВ:
Определим максимальный ток трансформатора тока по формуле :
По таблице 4-22[4] выбираем трансформатор тока типа ТПШЛ-10-3000-05Р с номинальным вторичным током 5 А. Результаты выбора и проверки по формулам (7.1-7.4) приведем в таблице 7.2.
Таблица 7.2.Выбор трансформаторов тока на стороне 10 кВ силового трансформатора
Imдин = -ТПШЛ не проверяется
(Iт ×kT)2× tм =(70·4) 2= 78400 кА2·с
Для того чтобы выполнить проверку по условию (7.5) сперва выберем приборы которые подключаются к трансформатору тока (см. табл. 7.3)
Таблица 7.3.Результаты выбора приборов подключаемых к вторичной обмотке трансформаторов тока
Наименование и тип прибора
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Проверку трансформатора тока по вторичной нагрузке произведём для наиболее загруженной фазы из таблицы 7.3 видно что наиболее загружены фазы А и С.
Сопротивление приборов определим по формуле (7.7):
Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в классе точности 05: Z2ном = 12 Ом. Следовательно условие (7.5) выполняется так как 0344 Ом 12 Ом.
Сопротивление контактов принимаем rк = 01.
Определяем допустимое сопротивление проводов по формуле (7.8):
rпров= Z2ном-rприб-rк = 12 - 0244 - 01 = 0856 Ом.
Сечение проводов по формуле (7.9):
По условию механической прочности минимальное сечение равно 4 мм2 поэтому принимаем сечение провода S = 4 мм2.
Выбор трансформаторов тока в силовом трансформаторе на стороне 6 кВ
По таблице 4-22[4] выбираем трансформатор тока типа ТПШЛ-10-3000-05Р. Результаты выбора приведём в таблице 7.4.
Выбор трансформаторов тока на стороне 6 кВ силового трансформатора
Imдин = - ТПШЛ не проверяется
(Iт ×kT)2× tм =(70·3)2= 44100 кА2·с
Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в классе точности 05: Z2ном = 08 Ом. Следовательно условие (7.5) выполняется так как 0344 Ом 08 Ом.
rпров= Z2ном-rприб-rк = 08 - 0244 - 01 = 0456 Ом.
Выбор трансформаторов тока на линиях к ТСН.
Определим максимальный ток трансформатора тока:
По таблице 4-22[4] выбираем трансформатор тока типа ТПЛ-10-5-200. Результаты выбора приведём в таблице 7.10.
Выбор трансформаторов тока на линиях к ТСН
Imдин = = 250 02=7071кА
(Iт ×kT)2× tм =(90·02)2 ·2= 648 кА2·с
Таблица 7.11.Результаты выбора приборов подключаемых к вторичной обмотке трансформаторов тока
Номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в классе точности 05: Z2ном = 04 Ом. Следовательно условие (7.5) выполняется так как 0174 Ом 04 Ом.
Сопротивление контактов принимаем rк = 005.
rпров= Z2ном-rприб-rк = 04 - 0124 - 005 = 0226 Ом.
принимаем сечение провода S = 5 мм2.
3 Выбор трансформаторов тока в РУ - 110 кВ
Выбираем ТТ типа ТФНД – 110М ([4] табл.5.9) Результаты выбора приведены в таблице 7.12.
Таблица 7.12.Выбор трансформаторов тока в цепях РУ 110 кВ
Трансформаторы тока выбираем класса точности 0.5. Кроме того для подключения измерительных приборов могут быть использованы ТТ встроенные в силовые трансформаторы типа ТВТ 110-I-6005. Количество встроенных во вводе трансформатора - 2.
Выбор трансформаторов напряжения
Трансформаторы напряжения (TV) выбираются по следующим условиям:
по напряжению установки:
где S2 - нагрузка всех измерительных приборов и реле присоединённых к трансформатору напряжения В·А;
S2ном – номинальная мощность в выбранном классе точности. Для однофазных трансформаторов соединенных в звезду следует взять суммарную мощность всех трёх фаз а для соединённых по схеме открытого треугольника – удвоенную мощность одного трансформатора.
Для упрощения расчётов нагрузку приборов можно не разделять по фазам тогда:
где Sприб – полная суммарная мощность всех приборов подключенных ко вторичной обмотке трансформаторов напряжения В·А;
Pприб и Qприб - суммарная активная и реактивная мощности соответственно для приборов подключенных к трансформатору напряжения Вт и В·Ар.
по конструкции и схеме соединения обмоток.
При определении вторичной нагрузки сопротивление соединительных проводов не учитывают так как оно мало. Обычно сечение проводов принимают из условия механической прочности равной 15 мм2 и 25 мм2 соответственно для медных и алюминиевых проводов.
Выбор трансформаторов напряжения на стороне 110 кВ
Расчёт нагрузки приведём в таблице 7.13
Таблица 7.13.Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Мощность одной катушки В·А
Тогда нагрузка вторичных цепей трансформатора напряжения по формуле (7.12):
Выберем трансформаторы напряжения по таблице 4-23[4] марки НКФ-110-100. Данные трансформаторов напряжения :
кВ; В; S2н=400 ВА при классе точности 05;
Сечение соединительных проводов принимается.
Расчетное значение тока фазы А:
Ток фазы В с учетом сдвига фаз между токами (60°):
Потеря напряжения в соединительных проводах фаз А и В:
Допустимая потеря напряжения 05%.
Выбраны два трансформатора НКФ-110-100 имеют номинальную мощность в классе точности 05 необходимом для присоединения счётчиков 400 В·А. Условие (7.11) выполняется т. е. 98.05В·А 800В·А следовательно трансформаторы будут работать в выбранном классе точности.
Выбор трансформаторов напряжения на стороне 10 кВ
Расчёт нагрузки основной обмотки приведём в таблице 7.14
Таблица 7.14Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
Эквивалентная мощность приборов по формуле (7.12):
Выберем трансформаторы напряжения по таблице 4-23[4] марки 2хНОМ-10
Для подключения расчетных счетчиков не рекомендуется 3-х фазный трансформатор напряжения НТМИ (120 ВА для кл. 05). Следовательно требуется установить 2хНОМ-10. Номинальная мощность одного трансформатора НОМ-10 . К трансформаторам НОМ-10 подключим счетчики активной и реактивной энергии предназначенные для коммерческого учета электроэнергии.
Расчетное значение тока фазы А –
Потеря напряжения в соединительных проводах фаз А и В –
Выбраны два трансформатора НОМ-10 и один НТМИ-10-66.НОМ-10 имеют номинальную мощность в классе точности 05 необходимом для присоединения счётчиков 250 В·А. Условие (7.11) выполняется т. е. 236.8ВА 250ВА следовательно трансформаторы НОМ-10 будут работать в выбранном классе точности. НТМИ-10-66 необходим для измерения фазных и линейных напряжений имеет мощность 120ВА.
Выбор трансформаторов напряжения на стороне 6 кВ
Приборы установленные на стороне 6 кВ аналогичны установленным на стороне 10 кВ.
Выберем трансформаторы напряжения по таблице 4-23[4] марки 2хНОМ-6
Для подключения расчетных счетчиков не рекомендуется 3-х фазный трансформатор напряжения НТМИ (250 ВА для кл. 05). Следовательно требуется установить 2хНОМ-6 кл.=05. Номинальная мощность одного трансформатора НОМ . К трансформаторам НОМ-6 подключим счетчики активной и реактивной энергии предназначенные для коммерческого учета электроэнергии.
Выбраны два трансформатора НОМ-6и один НТМИ-6-66.НОМ-6 имеют номинальную мощность в классе точности 05 необходимом для присоединения счётчиков 50 ВА. Условие (7.11) выполняется т. е. 236.8ВА 250ВА следовательно трансформаторы НОМ-6 будут работать в выбранном классе точности. НТМИ-6-66 необходим для измерения фазных и линейных напряжений имеет мощность 250ВА.
Выбор сборных шин токопроводов и кабелей для всех распредустройств.
Основное оборудование подстанций и аппараты соединяются между собой проводниками разного типа которые образуют токоведущие части электрической установки. При выборе токоведущих частей необходимо обеспечить ряд требований вытекающих из условий работы.
Длительно проводить рабочие токи без повышения температуры выше допустимой.
Противостоять кратковременному электродинамическому и тепловому действию токов к.з.
Выдерживать механические нагрузки создаваемые собственной массой и массой связанной с ними аппаратов а также усилия возникающие в результате атмосферных воздействий.
Удовлетворять требованиям экономичности электроустановки.
На подстанциях в открытой части могут применяться провода АС или жёсткая ошиновка алюминиевыми трубами а в отдельных случаях и медными. Соединение трансформатора с закрытым РУ 6-10 кВ или КРУ 6-10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. В РУ 6-10 кВ применяется жёсткая ошиновка.
1 Выбор гибких токопроводов ОРУ 110 кВ
Выбираем сечение по экономической плотности тока ф.(9.1):
Выбираем сталеалюминевый провод АС-18529.
Выбранные шины проверяем по условиям нагрева при максимальных нагрузках ремонтного или послеаварийного режима:
Проверка на термическую стойкость при к.з.:
Т.к. SКЗ6000 МВА то на схлестывание провода не проверяем.
Окончательно принимаем провод марки АС-18529.
2 Выбор сборных шин ОРУ 110 кВ
Выбираем по допустимому току два провода марки АС-12019.
Выбранное сечение проверяем на термическое действие токов к.з.:
Окончательно принимаем АС-12019.
Выбор сборных шин на стороне 10 кВ
Шины располагаем горизонтально. Расстояние между фазами а=08 м и пролетом l=18 м.
Сборные шины по экономической плотности тока не выбирают поэтому сечение шины выбираем по допустимому току (5.1).
Определи рабочий ток по формуле (5.2):
Максимальный ток нагрузки при ремонтном или послеаварийном режиме:
Принимаем алюминиевые шины коробчатого сечения h=100мм; b=45мм; c=45мм; r=8мм; q=775 мм2 с Iдоп = 2820 А.
Выполним проверку шин:
) Проверка на термическую стойкость при к.з. производится по формуле:
где Iпо – ток короткого замыкания кА;
tоткл – полное время отключения выключателя с;
Tа – постоянная времени затухания с.
Проведем проверку шин на термическую стойкость по условию:
где Вк – тепловой импульс кА2с;
С – коэффициент зависящий от вида и материала проводника для
алюминиевых шин С=90.
таким образом условие (8.8) выполняется.
) Проверка шин на электродинамическую стойкость.
При проверке шин на электродинамическую стойкость находится собственная частота колебаний шин по формуле:
J - момент инерции поперечного сечения шины относительно оси перпендикулярной направлению изгибающей силы см4;
q - поперечное сечение шины см2.
При расположении шин горизонтально момент инерции поперечного сечения шины по справочным данным:
Собственная частота колебаний шин по (8.10)
Так как f0 >fдоп=200 Гц – шины удовлетворяют условию электродинамической стойкости.
Шины являются механически прочными при выполнении условия:
где sдоп – допустимое механическое напряжение в материале шин (для алюминиевых шин 823 МПа по табл.4-3[3] );
sрасч – расчетное напряжение в материале шин:
Wa – момент сопротивления шины относительно оси перпендикулярной действию силы см;
При расположении шин горизонтально момент сопротивления находится по справочным данным:
sрасч= 0.8 sдоп=823.
Следовательно шина механически прочна.
Окончательно принимаем: алюминиевые шины коробчатого сечения q=775 мм2 с Iдоп = 2820 А.
Сила взаимодействия между швеллерами:
Выбор гибких токопроводов на стороне 10 кВ для соединения трансформаторов с РУ
Гибкие токопроводы для соединения трансформаторов с РУ 6-10 кВ выполняются пучком проводов закрепленных по окружности в кольцах-обоймах. Два провода из пучка – сталеалюминевые – несут в основном механическую нагрузку от собственного веса гололёда и ветра. Остальные провода – алюминиевые являются токоведущими. Сечение отдельных проводов в пучке рекомендуется выбирать возможно большими так как это уменьшает число проводов и стоимость токопроводы.
) Выберем токопроводы для соединения трансформаторов с РУ-10.
Мощность протекающая по токопроводу равна:
Тогда рабочий ток по формуле (5.2) равен:
Определяем расчетное (экономическое) сечение по формуле (8.3):
Принимаем два несущих провода АС-30039 тогда сечение алюминиевых проводов должно быть:
Число проводов А-185:
Принимаем токопровод 2×АС-30039 + 9×А-185 расстояние между фазами D=2м.
Найдём допустимый ток:
Найдём ток в послеаварийном режиме когда один трансформатор отключен:
Так как Iдоп = 5920 > Imax=3098 А то условие проверки выполняется т.е. окончательно выбираем токопровод марки 2×АС-30039 + 9×А-185 .
Выбор сборных шин на стороне 6 кВ
Принимаем шины прямоугольного сечения. Шины располагаем горизонтально. Расстояние между фазами а=08 м и пролетом l=15 м.
Сборные шины по экономической плотности тока не выбирают поэтому сечение шины выбираем по допустимому току (8.1).
Определи рабочий ток по формуле (8.2):
Принимаем алюминиевые шины прямоугольного сечения 120*8мм; q=96 см2 с Iдоп =1900 А.
таким образом условие (8.5) выполняется.
При расположении шин горизонтально момент инерции поперечного сечения шины находится по следующей формуле:
где b – толщина шины см;
Момент инерции шины по (8.14):
Собственная частота колебаний шин по (5.8)
Так как f0 > fдоп=200 Гц – шины удовлетворяют условию электродинамической стойкости
При расположении шин плашмя момент сопротивления находится по формуле:
Момент сопротивления шин по (5.12):
sрасч= 0.032 sдоп=823.
Окончательно принимаем: алюминиевые шины прямоугольного сечения 1208 с Iдоп = 1900 А.
Выбор гибких токопроводов на стороне 6 кВ для соединения трансформаторов с РУ
) Выберем токопроводы для соединения трансформаторов с РУ-6.
Определяем расчетное (экономическое) сечение по формуле (5.3):
Принимаем два несущих провода АС-18524 Iдоп=520А тогда сечение алюминиевых проводов должно быть:
Число проводов А-120:
Принимаем токопровод 2×АС-18524 + 7×А-120 расстояние между фазами D=2м.
Так как Iдоп = 3665 > Imax=2395 А то условие проверки выполняется т.е. окончательно выбираем токопровод марки 2×АС-18524 + 7×А-120.
Выбор кабелей для питания ТСН
- по экономической плотности тока qэк = Iнормjэк;
-по допустимому току Imax ≤Iдоп
где Iдоп - длительно допустимый ток с учетом поправок на число рядом проложенных в земле кабелей (К1) и вид почвы (К2). Принимаем нормальные условия.
Iдоп = К1К2Iдоп.табл. (8.13)
Выбранные кабели проверяются на термическую стойкость по условию:
где Вк - импульс квадратичного тока короткого замыкания находится по выражению (5.7) кА2·с;
С - функция значения которой приведены в таблице 3-13[3] А·с12мм2.
Выберем кабель питающих ТСН
Нагрузка ТСН: Sрасч= 175.17 кВА
По формуле (5.2) найдём ток нормального режима:
Определение экономического сечения кабеля производим по формуле (5.3) по таблице 7.1[1] определяем экономическую плотность тока jэ=14 Амм2:
Выбираем стандартное сечение: Sст = 10 мм2 Iдоп = 60 А.
Проверяем выбранное сечение на термическую прочность по формуле (5.14):
Увеличиваем сечение выбираем стандартное : Sст = 35 мм2 Iдоп = 155 А.
Проверим с учетом прокладки в земле по формуле (8.13):
I’доп = 155×1×1 = 155А.
Ток аварийного режима: Imax = 2×Iнорм = 2×1242 =2484 А.
Т.е. по условию нагрева максимальным током выбранное сечение проходит следовательно окончательно выбираем кабель марки: ААБ-335.
Выбор конструкции РУ высокого напряжения.
Выбор ОРУ 110 кВ. Распределительное устройство расположенное на открытом воздухе называется открытым распределительным устройством (ОРУ). Как правило ОРУ 110 кВ и выше выполняются открытыми.
Открытые РУ должны обеспечивать надежность работы безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение возможность расширения максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.
Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности монтажа и ремонта оборудования. Для защиты оборудования от перенапряжений в ОРУ установлены ограничители перенапряжений ОПН-150У1.
Шины могут быть гибкими из многопроволочных проводников или круглых труб. Первые крепятся на порталах с помощью подвесных изоляторов а вторые с помощью опорных изоляторов на железобетонных и металлических стойках. Применение жесткой ошиновки позволяет уменьшить площадь ОРУ.
Под силовыми трансформаторами масляными реакторами и баковыми выключателями выше 110 кВ укладывается слой гравия не меньше 25 см и предусматривается сток масла а аварийных случаях в систему стока ливневых вод. Кабели оперативных цепей цепей управления релейной защиты и автоматики воздуховоды прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках подвешенных в конструкции ОРУ.
Открытые РУ имеют следующие преимущества перед ЗРУ:
-меньший объем строительных работ и как следствие уменьшение стоимости РУ;
- легче выполняется расширение и конструкция;
- все аппараты доступны для наблюдения;
В то же время ОРУ занимают большую площадь менее пригодны для эксплуатации при плохих климатических условиях аппараты подвержены запылению загрязнению и колебанию температуры.
Наименование расстояния
Наименьшее расстояние в свету мм
От токоведущих частей до заземленных конструкций и частей зданий
Между проводами разных фаз.
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции
находящихся под напряжением до постоянных внутренних ограждений до габаритов транспортируемого оборудования.
Между неогражденными токоведущими частями разных цепей
От неогражденных токоведущих частей до земли и до кровли
зданий при наибольшем провисании проводов
Между токоведущими частями разных цепей в разных
плоскостях а также между токоведущими частями разных
цепей по горизонтали при обслуживании одной цепи и
неотключенной другой от токоведущих частей до верхней
кромки внешнего забора между токоведущими частями и зданиями или сооружениями
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживании нижней цепи и неотключенной верхней
Выбор закрытого распределительного устройства
Закрытые распределительные устройства (ЗРУ) обычно сооружаются на напряжения 3-20 кВ. Однако при ограничении площади РУ а также неблагоприятных климатических условиях и большой загрязненности атмосферы применяют ЗРУ 35-220 кВ. Обслуживание ЗРУ должно быть удобным и безопасным.
Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или ограждены. Ограждение может быть сплошным или сетчатым и должны запираться на замок.
Осмотры оборудования производятся из коридора обслуживания ширина которого должна быть не менее 1 м при одностороннем и при двухсторонним обслуживании – 12 м. Если в коридоре помещены приводы разьеденителей и выключателей то ширина такого коридора должна быть 1.5 и 2 м соответственно. Для защиты оборудования от перенапряжений в ЗРУ должны устанавливаться ограничители перенапряжений или разрядники.
Из помещения ЗРУ предусматриваются выходы наружу или в помещение с негорючими стенами и перекрытиями: один выход при длинеЗРУ до 7м; два выхода при длине ЗРУ от 7 до 60 м и при длине более 60 м - два выхода по концам и один с таким расчетом чтобы расстояние от любой точки коридоров ЗРУ до выхода не превышала 30 м. Двери ЗРУ должны иметь самозапирающиеся замки открываемые со стороны ЗРУ без ключа. ЗРУ должно обеспечивать пожарную безопасность. Распределительное устройство должно быть экономичным. Для этого применяются железобетонные блоки вместо кирпича укрупненные электроузлы и т.д..
Конструкция закрытого распределительного устройства 6-10 кВ
Здание сооружается из стандартных железобетонных конструкций несущие колонны расположены в два ряда через 6 м. На колонны опираются балки пролетом 1.5 м. Стены из железобетонных плит не имеют оконных пролетов. Т.к. помещение ЗРУ длиной более 7 м предусматриваем 2 выхода по его торцам.
Ячейки РУ располагаем в один ряд. Основой ячеек является стальной каркас. Сборные шины алюминиевые прямоугольного сечения с пролетом между изоляторами 15-18м.
Наименование расстояния
Наименьшее расстояние в свету (ЗРУ610) мм
Между проводниками разных фаз
От токоведущих частей до сплошных заграждений
От токоведущих частей до сетчатых заграждений
От неогражденных выводов из ЗРУ до земли
при выходе их не на территорию ОРУ на территорию станции и при отсутствии проезда под выводами
От неогражденных токоведущих частей до пола
Выбор источника и оборудования оперативного тока
Оперативный ток на электрических станциях и подстанциях служит для питания вторичных устройств к которым относятся оперативные цепи защиты автоматики и телемеханики аппаратура дистанционного управления аварийная и предупредительная сигнализация.
От источников оперативного тока требуется повышенная надёжность. Наиболее надёжными источниками питания оперативных цепей являются аккумуляторные батареи. Их преимущество – независимость от внешних условий (полная автономность) а также способность выдерживать значительные кратковременные перегрузки которые возникают при наложении на нормальный режим аккумулятора толчковых токов включения приводов выключателей и т.п.
Постоянный оперативный ток от аккумуляторных батарей широко применяется на электрических станциях разных типов и крупных подстанциях напряжением 110 – 220 кВ с числом масляных выключателей три и более и на подстанциях 35 – 150 кВ с воздушными выключателями устанавливается одна батарея 220 В.
Выбор аккумуляторных батарей.
Расчет будем вести по методике изложенной в [4].
Аккумуляторные батареи выбирают по необходимой ёмкости уровням напряжения в аварийном режиме и схеме присоединения к шинам. Длительность работы батареи в аварийном режиме рекомендуется брать tр=05 1 ч.
Выбор ведётся в следующем порядке:
Определяется расчётная нагрузка на батарею. Аварийная длительная (установившаяся) нагрузка Iав.дл. батареи складывается из постоянной нагрузки электроприёмников системы управления нагрузки аварийного освещения и нагрузки от двигателей постоянного тока аварийных механизмов СН.
Аварийную кратковременную (толчковую) нагрузку Iав.кр. определяют суммированием длительной аварийной нагрузки и токов потребляемых приводами Iпр. Рассчитывается количество элементов батареи присоединяемых к шинам в режиме постоянного подзаряда:
где UШ=230 В – напряжение на шинах;
UПЗ=215 В – напряжение на элементе в режиме подзаряда.
В режиме заряда при максимальном напряжении на элементе 26 В к шинам присоединяется:
В режиме аварийного разряда при UПЗ=175 В:
Число дополнительных элементов вводимых элементным коммутатором:
Исходя из длительной аварийной нагрузки определяют ёмкость батареи. Расчёт ёмкости сводится к определению типового номера:
где 105 – коэффициент запаса учитывающий старение аккумулятора;
Iр (N=1) – ток разряда аккумулятора первого номера зависящий от
температуры электролита. При =25°С IР (N=1)=25 АN.
Выбранный аккумулятор необходимо проверить по наибольшему толчковому току:
где 46 – коэффициент учитывающий допустимую перегрузку;
IПР – ток потребляемый приводами включающимися в конце аварийного режима.
Проверка батареи по допустимому напряжению в условиях кратковременной перегрузки:
Подзарядное устройство (ПЗУ) находится длительно в работе и в нормальных условиях одновременно с подзарядом батареи питает постоянно включённую нагрузку.
Подзарядное устройство основных элементов выбирается из условия:
где Iп – ток постоянно включенной нагрузки А.
В качестве подзарядных устройств применяют выпрямительные агрегаты с твёрдыми выпрямителями типа ВАЗП-380260-4080 на напряжения 380-260 В и ток 40-80 А.
Зарядное устройство рассчитывается на ток заряда:
напряжение в конце заряда 275 В на элемент:
В качестве зарядных устройств применяют двигатели-генераторы (с генератором постоянного тока параллельного возбуждения).
Принимаем схему аккумуляторной батареи с элементным коммутатором и числом основных элементов n0=108 полным числом элементов n=130.
Таблица 10.1 Расчёт нагрузок к выбору аккумуляторной батареи
Привод аварийной подкачки воздуха
Проверка по максимальному толчковому току:
- проверка выполняется следовательно выбираем аккумулятор с типовым номером:
Окончательно принимаем СК-8.
Подзарядное устройство:
Выбираем подзарядное устройство ВАЗП-380260-4080.
Выбираем генератор постоянного тока П-62: Pном=22 кВт Uном=270-360 В Iном=815 А соединённый с электроприводом переменного тока типа 4А180М4У3 с Pном=30 кВт
Выбор схемы дистанционного управления выключателя.
Работу по включению воздушных выключателей выполняет сжатый воздух.
Управление системой подачи воздуха производится при помощи электромагнитных клапанов. Команда на включение некоторых выключателей может быть подана без промежуточного контактора непосредственно контактами ключа ПМО К и др. При использовании в схемах управления ключей МК во всех случаях требуется применять релейную схему управления.
Схемы управления воздушными выключателями разнообразны что обусловлено различными типами применяемых выключателей особенностями приводов и т.п.
Выключатели на напряжение 110 кВ и выше изготовлены в виде однополюсных аппаратов из которых образуют трехфазные группы. Каждый полюс выключателя имеет отдельную пневматическую систему которая позволяет при необходимости производить пофазное включение и отключение. В связи с этим существуют схемы трехфазного и пофазного управления.
На рис.11.1 показана упрощенная схема трехфазного управления воздушным выключателем полюсного исполнения.
рис.11.1.Схема дистанционного трехфазного управления воздушным выключателем
Каждый полюс управляется своими ЭВ и ЭО. Катушки ЭВ всех фаз соединены параллельно и поэтому получают питание одновременно при подаче команды «включить» что обеспечивает одновременное включение трех фаз выключателя. Также параллельно соединены и катушки ЭО. Вспомогательные контакты трех фаз выключателя в цепи включения соединяются последовательно а в цепи отключения- параллельно. Последовательное соединение вспомогательных контактов цепи включения не допускает включения неисправного выключателя (у исправного выключателя вспомогательные контакты отдельных фаз находятся в одинаковом положении). Параллельное соединение вспомогательных контактов в цепи отключения обеспечивает прохождение команды на отключение выключателя даже в случае отказа вспомогательных контактов одной или двух фаз.
Включение и отключение выключателя допускается только при определенном давлении воздуха в резервуаре. Давление контролируется с помощью электроконтактного манометра ЭКМ который при снижении давления ниже допустимого замыкает свои контакты и подает напряжение на обмотку промежуточного реле РПД. Реле падения давления замыкает свои контакты в цепи управления и запрещает операции с выключателем.
В начале процесса включения или отключения давление воздуха в резервуаре выключателя несколько снижается по сравнению с нормальным. Для того чтобы реле РПД при этом не прервало начавшуюся операцию его контакты шунтируются вспомогательными контактами элетромагнита одной из фаз (при включении контактом ЭВ при отключении- контактом ЭО).
При подаче ключом управления кратковременного импульса недостаточного для завершения операции может произойти повреждение выключателя. Для надежного завершения начатой операции контакты ключа управления шунтируются одним из замыкающих вспомогательных контактов ЭВ или ЭО. Данная схема предусматривает возможность подачи управляющего импульса от устройств автоматики и защиты.

4.doc

4. Выбор трансформаторов и схемы собственных нужд
Мощность потребителей собственных нужд невелика поэтому они питаются от сети 380220 В которая получает питание от понижающих трансформаторов. На двух трансформаторных подстанциях 35-750 кВ устанавливаются два ТСН мощность которых выбирается в соответствии с нагрузкой с учетом допустимой перегрузки при выполнении ремонтных работ и отказа одного из трансформаторов. Состав потребителей собственных нужд сводим в табл.4.1.
Собственные нужды подстанции
Установленная мощность кВт
Подогрев выключателей
Подогрев релейного шкафа
Отопление освещение
Освещение ОРУ-110 кВ.
Охлаждение трансформаторов
Итого: Sуст = 335.17 кВА
Расчетная мощность потребителей собственных нужд подстанции определяется по выражению:
Sрасч = kс×Sуст (4.1)
где kс - коэффициент спроса учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки принимается равным 08;
Sрасч = 08×335.17= 268.136кВА.
При наличии двух трансформаторов СН аварийная перегрузка одного возможна на 40% следовательно расчётная мощность ТСН:
S ТСН расч = Sрасч14 = 268.13614 = 191.53 кВА.
Выбираем трансформаторы типа ТСЗ-2506.
Выбор схемы собственных нужд
Каждый трансформатор собственных нужд присоединяется через кабель к секционированным шинам низкого напряжения силового трансформатора на каждую секцию шин.