Проектирование трансформаторной подстанции с двухобмоточным трансформатором

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

1,03 Мб
Опубликовано:

2014-09-22

Все дипломные работы по физике

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Проектирование трансформаторной подстанции с двухобмоточным трансформатором

Содержание

Введение

. Разработка однолинейной схемы коммутации трансформаторной подстанции

.1 Схемы первичного напряжения 110 кВ

.2 Схемы вторичного напряжения 35 кВ

. Расчет мощности подстанции

.1 Характерные суточные графики нагрузок предприятий различных отраслей промышленности

.2 Расчет нагрузок

. Расчёт максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции.

. Расчет параметров короткого замыкания

.1 Составление расчетной схемы

.2 Базисные ступени напряжения, расчёт основных параметров

.3 Приведение параметров элементов схемы замещения к базисным условиям

. Выбор и проверка токоведущих частей и электрического оборудования трансформаторной подстанции

.1 Выбор токоведущих частей.

.2 Выбор изоляторов.

.3 Выбор отключающих аппаратов 110 кВ..

.3.1 Выбор выключателей в ОРУ-110 кВ

.3.2 Выбор разъединителей в ОРУ-110 кВ

.3.3 Выбор разрядников в ОРУ-110 кВ

.3.4 Выбор электрических аппаратов в цепи заземления нейтрали трансформатора.

.4 Выбор трансформаторов тока

.5 Выбор трансформаторов напряжения

.6 Выбор электрических аппаратов в РУ-35 кВ

.7 Релейная защита

.8 Управление, сигнализация, блокировка

.9 Автоматика

.10 Высокочастотная связь

.Компоновка ТП

.1 Компоновка ОРУ 110 кВ

.2 Компоновка ЗРУ 35 кВ

. Требования ПУЭ к сооружению трансформаторных подстанции

Заключение

Список литературы

Приложения

Таблица 1. - Исходные данные

Наименование параметров	Параметры
Номер трансформаторной подстанции (ТП)	1
Мощность КЗ на шинах 110 кВ районной подстанции (РП) РП-1, S_K1, МВА РП-2, S_K2, МВА	950 450
Длина воздушных линий (ВЛ) 110 кВ или 35 кВ, км l₁ l₃l₄l₅l₆l₇остальных, представленных на исходной схеме нет	31 21 15 28 25 24
Номера потребителей, питающихся от проектируемой подстанции	1, 2, 4, 6, 8
Мощность трансформатора понижающей подстанции от которой питается проектируемая ТП, S_НОМ.ТР, МВА	-
Напряжение КЗ трансформаторов, u,%	-
Мощность трансформатора собственных нужд, S_ТСК, кВА	160

Таблица 2 - Характеристика потребителя

№	Наименование потребителя (потребители 35 кВ)	Установленная мощность, Р_у, кВт	Категория потребителя	Коэффициент
				спроса, К_с	мощности, К_м =
1	Металлургический завод	12 000	1	0,6	0,93
2	Завод стоительных материалов	4 000	2	0,4	0,93
4	Текстильная фабрика	4 500	1	0,63	0,92
6	Машиностроительный завод	6 000	1	0,55	0,93
8	Пищевая промышленность	3 000	1	0,51	0,92

Содержание задания

По заданной схеме питания трансформаторных подстанций и нагрузкам требуется:

. Составить принципиальную схему электрических соединений ТП на листе формата А1.

. Определить наибольшие активные мощности отдельных потребителей.

. Вычислить суммарную полную мощность потребителей для каждого напряжения (35 кВ) с учетом потерь в электросетях и трансформаторах.

. Выбрать количество тип и мощность понижающих трансформаторов.

. Определить мощности на шинах первичного напряжения подстанции.

. Произвести расчет максимальных токов короткого замыкания для характерных точек ТП.

. Вычислить наибольшие рабочие токи на шинах и по присоединениям одного РУ 35 кВ.

. Произвести выбор и проверку по токам короткого замыкания основного оборудования одного РУ 35 кВ и указать их на принципиальной схеме электрических соединений:

.1. сборных шин;

.2. высоковольтных выключателей;

.3. разъединителей;

.4. измерительных трансформаторов тока;

.5. измерительных трансформаторов напряжения;

. Описать требования ПУЭ к сооружению ТП.

Исходная схема:

Введение

Электрическая подстанция - электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии, оснащенная преобразователями электрической энергии, коммутационным оборудованием и вспомогательными устройствами, необходимыми для управления этим оборудованием.

Электрическая подстанция предназначенная для преобразования электрической энергии одного напряжения в энергию другого напряжения с помощью трансформатора называется трансформаторной подстанцией.

В зависимости от способа подключения к питающим линиям электропередач электрические подстанции бывают:

Опорные (узловые) - получают питание по трем и более вводам.

Транзитные (проходные) - включены в рассечку линии электропередач.

Отпаечные - подключаются параллельно одной или двум линиям электропередач.

Тупиковые (концевые) - располагаются в конце одной или двух линий электропередач.

В соответствии с ПУЭ, все потребители электрической энергии делятся на три категории.

К потребителям первой категории относятся потребители, перерыв питания которых связан с угрозой для жизни людей, повреждением дорогостоящего оборудования, нарушением сложного технологического процесса, массовым браком продукции.

Перерыв питания потребителей первой категории допускается на время автоматического включения резерва.

К потребителям второй категории относятся потребители, перерыв питания которых связан с простоем людей, недоотпуском продукции, невыполнением плана работы.

Перерыв питания потребителей второй категории допускается на время включения резерва персоналом.

К потребителям третьей категории относятся все остальные потребители, не входящие в первую и вторую категории.

Перерыв питания третьей категории связан с моральным ущербом и допускается на время ремонта оборудования, но не более одних суток, за это время должны быть приняты меры по восстановлению электроснабжения потребителей использование передвижных подстанций и трансформаторов, временных питающих линий.

1.
Разработка однолинейной схемы коммутации трансформаторной подстанции

1.1 Схемы первичного напряжения 110 кВ

Экономически целесообразное напряжение питающей линии ТП можно оценить по формуле

_ЭК=

_ЭК= = 107,53 кВ

Что вполне соответствует заданному напряжению в 110 кВ.

При разработке схемы электрических соединений следует стремиться к максимальному их упрощению и использованию минимума коммутационных аппаратов. Такие схемы не только дешевле, но и надежнее. Упрощению схемы способствует применение автоматики (АВР, АПВ), позволяющей быстро и безошибочно осуществлять резервирование элементов и тем самым повышать надёжность электроснабжения. Наиболее экономично применение блочных схем, при которых отсутствуют сборные шины первичного напряжения и, как правило, выключатели. Применение их оправдано при питании непосредственно от районных подстанций (блок: линия 35 - 220 кВ - трансформатор ГПП).

На крупных трансформаторных подстанциях г(лавных понизительных подстанциях и подстанциях глубокого ввода (ПГВ), как правило, число трансформаторов не более двух. Это обеспечивает надежное питание потребителей всех категорий.

Однотрансформаторные ПГВ допускается применять при обеспечении послеаварийного питания нагрузок по связям вторичного напряжения с соседними ПГВ, с ТЭЦ или другими источниками питания, а также при отсутствии ударных нагрузок, создаваемых электропечами, прокатными станами и т. п.

При магистральном питании однотрансформаторных ПГВ по линиям 35-220 кВ ближайшие подстанции рекомендуется присоединять к разным линиям или цепям с последующим использованием в послеаварийных режимах связей на вторичном напряжении.

Для уменьшения токов короткого замыкания работа трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях в сетях промышленных предприятий, как правило, предусматривается раздельной. Следует стремиться применять однотипные трансформаторы одинаковой мощности для упрощения замены в случае выхода одного трансформатора из строя, а также для сокращения номенклатуры складского резерва.

Число и мощность трансформаторов выбираются:

• по категории потребителей с учетом наличия у потребителей нагрузок 1-й категории, требующих надежного резервирования;

• по графику нагрузки потребителя, средней и максимальной мощности предприятия;

• по технико-экономическим показателям отдельных намеченных вариантов числа и мощности трансформаторов с учетом капитальных затрат и эксплуатационных расходов.

Наиболее часто применяются блочные схемы подстанций 35 - 220 кВ без перемычки между питающими линиями с трансформаторами мощностью 6300 кВА и выше приведены на рис.1.1.

Схема 1.1, а целесообразна, если питание каждого трансформатора осуществляется по отдельной линии. При срабатывании защиты трансформатора включается короткозамыкатель, что приводит к отключению выключателя на питающей подстанции, и линия остается без напряжения.

Когда к питающей линии на отпайках присоединены несколько подстанций, применяют линию 1.1, б. В этой схеме после отключения выключателя на питающей подстанции предусмотрено отключение отделителя на ГПП, после чего устройством АПВ восстанавливается питание прочих подстанций. В отдельных случаях вместо отделителей и короткозамыкателей приходится применять выключатели. Может быть использована схема 1.1, в для подстанций в районах Крайнего Севера и в зонах с загрязненной средой, где отделители и короткозамыкатели работают недостаточно надёжно, или при расположении ГПП близко от районной подстанции, так как включение короткозамыкателя в этом случае приводит к значительному снижению напряжения на шинах районной подстанции.

а) б)

в)

рис. 1.1. Схемы блочных подстанций 35 - 220 кВ без перемычек между питающими линиями: а) - с короткозамыкателями; б) - с короткозамыкателями и отделителями; в) - с выключателями.

Схема мостика с отделителями, короткозамыкателями и с неавтоматической перемычкой, содержащей два разъединителя между вводами, приведена на рис. 1.2, а. Эта перемычка позволяет сохранить в работе трансформатор при повреждении питающей его линии, подключив его ко второй линии. Схему мостика с выключателем в перемычке (рис. 1.2, б) используют при питании подстанции по транзитным линиям 110 - 220 кВ или по линиям с двусторонним питанием. Чтобы не прерывать транзит энергии на линии при ремонте выключателя, используют ремонтную перемычку с двумя разъединителями. По причинам указанным выше, возможно применение в схеме 1.2,б выключателей вместо отделителей и короткозамыкателей. При напряжении 110 кВ к нейтрали трансформатора присоединяют заземляющий разъединитель и разрядник. Нейтрали трансформаторов 220 кВ заземляют наглухо.

а) б)

рис. 1.2. Схемы блочных подстанций 110 (220) кВ с перемычкой между питающими линиями: а) - схема мостика с отделителями и неавтоматической перемычкой; б) - схема мостика с выключателем в перемычке.

Согласно СТО 5647007-29.240.30.010-2008. «Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35 - 750 кВ. Типовые решения» существуют стандартные схемы.

Рассмотрим некоторые из них для двухобмоточных трансформаторов (Приложение А).

1.2
Схемы вторичного напряжения 35 кВ

При проектировании схемы электроснабжения предприятий наряду с надёжностью и экономичностью необходимо учитывать такие требования, как характер размещения нагрузок на территории предприятия, потребляемую мощность, наличие собственного источника питания.

В нашем случае нагрузка представлена объектами средней (5 - 7,5 до 75 МВА)[Металлургический завод (12 МВА), машиностроительный завод (6 МВА)] и малой (до 5МВА) [завод стойматериалов (4 МВА, текстильная фабрика (4,5 МВА), предприятие пищевой промышленности (3 МВА)] мощности. Для предприятий средней и малой мощности, как правило, применяют схемы электроснабжения с одним приёмным пунктом электроэнергии (ГПП, ГРП. РП). У нас имеются потребители I категории, в этом случае необходимо предусмотреть секционирование шин приёмного пункта и питание каждой секции по отдельной линии.

Для предприятий средней мощности, получающих питание 35 кВ и более применяют схему глубокого ввода. Такая схема характеризуется максимально возможным приближением высшего напряжения к электроустановкам потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов.

Линии глубоких вводов проходят по территории предприятия и имеют ответвления к нескольким подстанциям глубоких вводов (ПГВ), расположенных близко от питаемых ими нагрузок. Обычно ПГВ выполняют по простой схеме: без выключателей и сборных шин на стороне высшего напряжения.

Глубокие вводы осуществляют при помощи магистральных воздушных линий (рис. 1.3). Распределение электроэнергии при таких схемах осуществляется на РУ вторичного напряжения 10 кВ и 0,4 кВ.

Рис. 1.3. Глубокий ввод, выполненный магистральными ВЛ.

Для потребителей малой мощности применяют наиболее дешевые схемы с отделителями и коротко замыкателями (рис.1.4).

а) б)

Рис. 1.4. а) схема подстанции на разъединителях и короткозамыкателях; б) схема подстанции на разъединителях, отделителях и короткозамыкателях.

В первую очередь рекомендуется широкое применение простых радиальных (рис. 1.5) и магистральных схем. В последнем случае применение схемы двойной сквозной магистрали (рис. 1.6) и наличие резервных перемычек на низшем напряжении позволяет обеспечить надежное питание потребителей любой категории. Окончательный выбор схемы производится путем сопоставления ТЭП двух-трех вариантов. Критерием выбора является минимум приведенных затрат.

Рис. 1.5. Одноступенчатая радиальная схема внутреннего распределения электроэнергии

Рис. 1.6. Схема питания двойными сквозными магистралями

На рис 1.7. представлена предварительная макет-схема, по которой составим однолинейную схему коммутации трансформаторной подстанции.

Рис. 1.7. Однолинейная упрощенная схема (расчетная схема)

2. Расчет мощности подстанции

.1 Характерные суточные графики нагрузок предприятий различных отраслей промышленности

При решении вопросов развития распределительной сети, сети внешнего электроснабжения промышленных предприятий, а также при выполнении электрических расчетов сетей в характерных режимах требуются данные о графиках электрических нагрузок предприятий различных отраслей промышленности. На рис. 2.1-2.6 приведены характерные суточные графики активной и реактивной нагрузок предприятий различных отраслей промышленности (заданных в задании).

Рис. 2.1. Завод чёрной металлургии

Рис. 2.2. Завод цветной металлургии

Рис. 2.3. Завод стройматериалов

Рис. 2.4. Текстильная фабрика

Рис. 2.5. Машиностроительный завод (станкостроение)

Рис. 2.6. Завод пищевой промышленности.

2.2 Расчет нагрузок

Электрические нагрузки предприятий являются определяющими для выбора всех элементов системы электроснабжения (СЭС): мощности понижающих трансформаторных подстанций потребителей (ТПП), главной понижающей подстанции (ГПП) или центрального распределительного пункта (ЦРП), распределительной сети. Мощность каждого потребителя определяют исходя из заданного значения его установленной мощности, коэффициентов спроса и мощности, типового графика нагрузки (в курсовом проекте каждый заданный потребитель рассматривается в целом без разделения его нагрузки по цехам, участкам и т. п.). на основании формулы

Р_max = Р_уК_с (2.1)

где Р_у - установленная мощность потребителя, кВт;

К_с - коэффициент спроса, учитывающий загрузку и КПД оборудования

вычисляют максимальную активную мощность потребителя. Затем определяют реактивную мощность в час максимума.

_max = P_max(2.2)

Максимальная полная мощность всех потребителей с учетом потерь в сетях выше 1000 В и понижающих трансформаторах потребителей, кВА

S_max = (1 + ) (2.3)

где р_пост и р_пер - постоянные и переменные потери в стали трансформаторов и переменные потери в сетях и трансформаторах, принимаемые соответственно равными 1 - 2% и 6 - 10%;

- максимальное значение суммарной нагрузки, кВт;

- сумма реактивных мощностей всех n потребителей в час максимума суммарной нагрузки, квар, рассчитывается по формуле (2.1).

В расчетах принимаем следующее:

(2.4)

(2.5)

где - максимальная мощность потребителя, определенная по выражению (2.1);

К_ум - коэффициент участия в максимуме;

для потребителей с неравномерным графиком нагрузки К_ум 0,75 0,8 - потребитель 2.

для предприятий с механическим оборудованием, насосными установками и других потребителей с непрерывным технологическим процессом и с равномерным графиком К_ум 0,90 0,95 - потребитель 1, 4, 6, 8.

Расчеты сведем в таблицу.

Таблица 2.1. Электрические нагрузки

Наименование нагрузки	Pу (кВт)	Категория потребителя	K_с	К_м (cosφ)	К_м (tgφ)	P_max, МВт	Q_max, Вар
Металлургический завод	12 000	1	0,6	0,93	0,395	11,16	4.582
Завод стоительных материалов	4 000	2	0,4	0,93	0,395	3,72	1.469
Текстильная фабрика	4 500	1	0,63	0,92	0,426	4.14	1.764
Машиностроительный завод	6 000	1	0,55	0,93	0,395	5.58	2.204
Пищевая промышленность	3 000	1	0,51	0,92	0,426	2.76	1.176
	29500					27.36	11.195

10.415 вар.

В итоге получаем:

Полная мощность на вторичной обмотке трансформаторов ТП, необходимая для питания потребителей:

S_max2 = = = 27,484 MBA

Мощность нагрузки на первичной стороне трансформатора с учетом потерь в нём:_max1 = (1 + ) = 30,232 МВА.

С учетом мощности установленного трансформатора собственных нужд S_СН = 160 кВА = 0,160 МВА полная максимальная мощность на шинах 35 кВ:_max = 30,392 МВА

Выбор понижающих трансформаторов

МВА (2.6)

Таблица 2.2. Трансформатор ТРДН-25000/110 (ТДН-25000/110) паспортные данные

Тип	Sном, МВА	Uном обмоток, кВ		Схема и группа со- единения обмоток	Потери, Вт		u_КЗ, %	I_XX, %
		ВН	НН		P_XXкВт	P_КЗ кВт
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Напряжение до220 кВ
ТДН-25000/110	25	115	38,5		25	120	10,5	0,65
ТРДН-25000/110	25	115	38,5		25	120	10,5	0,65

· К_Z = 0.62- коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;

· K_ИП = 0,05

При расчёте нагрузочной способности трансформатора по программе Circuit Magic. 1.0.0.3. получили следующие результаты:

¾ Максимальная температура масла Т_мах = 84,98;

¾ Максимальная температура обмотки Т_об = 131,42;

¾ Суточный износ изоляции 3,82.

Согласно этим вспомогательным расчетным данным трансформатор подходит.

Произведем точный расчет мощности нагрузки с учетом выбранных трансформаторов

Расчёт потерь в трансформаторе

кВт (2.7)

где K_z-коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме, -активные потери в обмотке трансформатора,

- реактивные потери в обмотке трансформатора.

(2.8)

где ΔQ_k - реактивные потери в обмотке трансформатора,_HOM.TP - номинальная мощность трансформатора,_k% -напряжение короткого замыкания.

(2.9)

где -активные потери в стали трансформатора,

- реактивные потери в стали трансформатора.

кВар (2.10)

где -реактивные потери в стали трансформатора,

- номинальная мощность трансформатора,

-ток холостого хода.

кВар (2.11)

где -реактивные потери в стали трансформатора,

- реактивные потери в меди трансформатора,

-коэффициент загрузки,

-потери реактивной энергии на 1 трансформатор.

кВт (2.12)

где -активные потери в трансформаторах,

-активные потери в обмотке трансформатора,

-активные потери в стали трансформатора,- число трансформаторов на ГПП.

кВар (2.13)

где -реактивные потери в стали трансформатора,

- реактивные потери в меди трансформатора,

-потери реактивной энергии на трансформаторах подстанции, n-число трансформаторов на ГПП.

кВт (2.14)

где - расчётная мощность на стороне 35кВ,

ΔP -активные потери в трансформаторах,

- расчётная мощность на стороне 110 кВ.

= 11195 + 2343,1 = 13538,1 кВар (2.15)

где - расчётная реактивная мощность на стороне 35 кВ,

ΔQ - реактивные потери в трансформаторах,

- расчётная реактивная мощность на стороне 110 кВ.

С учетом ТСН: S_max = 30,760 + 0,16 = 30,92 МВА_max(приближенный расчет) = 30,392 МВА_max(точный расчет) = 30,92 МВА

Вывод: значения мощности сопоставимы.

Погрешность составила:

d = 100 % = 1,74 % (что меньше 3 - 5 %).

Выбираем S_max(точный расчет) = 30,92 МВА

А (2.17)

где U-номинальное напряжение питающей сети,

-расчётный ток в послеаварийном режиме.

Выбор сечения проводов воздушной ЛЭП

Выбор сечения провода проводится по экономической плотности тока в нормальном и аварийном режиме:

_эк =

где jэк − нормированное значение экономической плотности тока, А/мм² Правильно выбранное сечение должно удовлетворять следующим условиям:

. По перегрузочной способности (в аварийном режиме при отключении одной из питающих линий)

,3 I_доп I_{в а.р.}

где I_доп − допустимый ток для выбранного сечения, А;_в
а.р.− расчетный ток в аварийном режиме, А.

. По условию механической прочности: согласно условию механической прочности на воздушных линиях выше 1000 В могут применяться алюминиевые провода сечением не менее 35 мм², сталеалюминевые и стальные - не менее 25 мм².

. По допустимой потере напряжения: допустимая длина питающей линии определяется

_доп = L_ΔU_1%ΔU_доп L_факт

где L_ΔU1% − длина линии при полной нагрузке, на которой потеря напряжения равна 1%, принимается по справочной литературе;

ΔU _доп − допустимое значение потери напряжения, %;_{ф акт}- фактическая длина линии, км.

. Проверка на корону производится только для U_{м он} ≥ 110 кВ)

Проверяется выполнение условия

,07 ⋅ Е ≤0,9 ⋅ E₀

где Е - напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода;

Е = (кВ/см),

_ср - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, смСреднегеометрическое расстояние между проводами одноцепной линии находится по формуле

_CP =

где D₁₂, D₁₃, D₂₃ - расстояния между проводами отдельных фаз.

Чертежи и геометрические размеры некоторых типов опор даны₀ - начальная напряженность возникновения коронного разряда.

Для проводов радиуса r определяется по формуле

Е₀ = 24,5 (кВ/см),

где m = 0,82-0,94 - коэффициент гладкости провода;

δ = 1,04-1,05 (для районов с умеренным климатом) - относительная плотность воздуха, определяемая атмосферным давлением и температурой воздуха;- радиус провода, см.

При радиусе провода r < 1см можно использовать формулу

Е₀ = 30.3 (кВ/см),

Определим технико-экономические показатели варианта схемы внешнего электроснабжения предприятий первой категории по надежности, работающего в три смены (T_max =6300 ч), при питании напряжением U_н1=110 кВ и U_н2=35 кВ. Длина линий L= 113 и 31 км; расчетная мощность нагрузки S_расч= 30,760 МВ⋅А.

Рассмотрим вариант - напряжение питающей линии 110 кВ.

Выбираем двухцепную воздушную линию со сталеалюминиевыми проводами на стальных опорах, вычислив экономическое сечение провода по следующей формуле

_эк = = = 81,24 мм²

где j_эк =1 А/мм2 − нормированное значение экономической плотности тока при Tmax >5000 ч.

Из стандартного ряда сечений с ориентацией на условие коронирования согласно рекомендациям ПУЭ принимаем S = 95/16 мм², допустимый ток - I_доп= 330 А.

Проверяем выбранное сечение по перегрузочной способности

,3⋅330 = 429 ≥ 2⋅161,638= 323,276 А.

По условию механической прочности 95 мм²> 25 мм².

По допустимой потере напряжения_доп = 4,855% 131 км

Условие не выполняется, поэтому выбираем (последовательно перебирая) провода марки АС-185/29, допустимый ток - I_доп= 520 А., тогда

По допустимой потере напряжения_доп = 4,625% 131 км

Проверка на корону: для двухцепной стальной опоры с подвеской проводов шестиугольником находим среднегеометрическое расстояние между проводами

_CP = = = 5.47 м

Начальная напряженность возникновения коронного разряда (для провода марки АС-185, r = 0,94 см): Е₀ = 30.3 = 30.3 = 33,68(кВ/см),

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода рассчитывается по формуле:

Е = = = 14,983

Проверяем выполнение условия:

,07 ⋅ Е ≤0,9 ⋅ E₀

,07⋅14,983 = 16,032 ≤ 0,9⋅33,68 = 30,312 кВ/см.

Выбранное сечение удовлетворяет всем условиям проверки.

Характеристика провода АС-185/29

Марка провода	r_уд, удельное активное сопротивление на 100 км при 20⁰С	х_уд, Ом	b_уд*10^-6, См	q_уд, Мвар
АС-185/29	16,2	41,3	2,75	3,7

Общее удельное сопротивление:

= = = 0,444 Ом/км

На шинах НН - 35 кВ количество линий определяется по экономической плотности тока

Определяем максимальный ток линий, отходящих к потребителю по КЛ

, кА

кА.

Определяем суммарное экономическое сечение всех кабельных линий, отходящих к потребителю

мм²

где =1,2 А/мм²- экономическая плотность тока

мм².

Определение кабельных линий

Принимаем за сечение одной линии 70 мм²

;

Определив уточнённое количество линий, производим проверку выбранного сечения по допустимому току

где I_доп = 170 А - допустимый ток;

- уточнённое количество линий;

Принимаем трёхжильный кабель марки АСБ-1 - (3 х 700), так как не известен способ прокладки.

Выбор компенсирующих устройств

Комплектные конденсаторные установки (рис. 2.7) применяются на напряжение 35 и 10 (6) кВ для автоматического регулирования (компенсацииреактивной мощности в сети промышленных предприятий.

_e = P_p* tgφ_эк =27360 * 0.3 = 8208 кВар

где Q_e экономическая реактивная мощность,_p- расчётная активная мощность на подстанции,φ_эк= 0.3 -коэффициент мощности задается энергосистемой (выбираем равным 0,3).

_кур= Q_sum - Q_e = 13621 - 8208 = 5413 кВар

где Q_кур- расчётная реактивная мощность батарей конденсаторов,_sum - расчётная реактивная мощность на подстанции.

Подсчитаем количество последовательных групп конденсаторов для конденсаторной установки на напряжение 35 кВ, соединенной в треугольник при следующих данных: (Uс = 36 кВ; U_ном.к = = 1,05 кВ; К₂ = I (индуктивность отсутствует); К₁ = 0.9 (расхождение по емкости более 10%).

Количество последовательных групп конденсаторов должно быть:

= = = 38

При расхождении емкости на 5% количество последовательных групп составит:= = 36

Рис. 2.7. Схема подключения комплектной конденсаторной установки 35 кВ для автоматического регулирования (компенсации) реактивной мощности в сети (Схема соединения конденсаторов в ячейке и ячеек в модуле показана условно).

На рис. 2.8. приведена компановка конденсаторов.

Таким образом, можно скомплектовать батарею на 35 кВ из конденсаторов на напряжение 1,05 кВ из 22, 11 или 6 отдельных конструкций в каждой фазе (рис. 2.8,а).

При составлении на такую же мощность батареи на 35 кВ из конденсаторов на напряжение 3,15 кВ при установке их на семи отдельных конструкциях в каждой фазе получается, что каждая конструкция соответствует по напряжению одному конденсатору. При этом требуется только изоляция конструкции с конденсаторами от земли на изоляторах напряжением 35 кВ (рис. 2.8,б).

Рис. 2.8. Схемы соединений конденсаторных батарей напряжением 35 кВ в звезду (одной фазы). а - из конденсаторов на напряжение 1,05 кВ нз 22 последовательных групп по четыре параллельно; б - из конденсаторов на напряжение 3,15 кВ из 7 последовательных групп по 12 параллельно (цифры указывают последовательные группы).

Устанавливаем конденсаторную установку АУКРМ на 35 кВ с конденсаторами КС-1,05 - 50

Показатели	Значения
Полная мощность установки, квар	50 - 20 000
Шаг регулирования, квар,	50 - 900

Величина компенсации_кур = 5450 кВар

АУКРМ устанавливаются на питающих подстанциях 0,4; 6; 10; 35 кВ с целью автоматического регулирования сosφ по низкой или высокой стороне (в зависимости от типа нагрузки и схемы питания).

Установка АУКРМ обеспечит:

· автоматическое поддержание близкого к единице коэффициента мощности, вследствие чего оплата за потребленную и выработанную реактивную мощность и всевозможные штрафы за реактив снизятся практически до нуля;

· существенное увеличение пропускной способности трансформаторов и кабелей;

· отсутствие потерь активной мощности, уменьшение на 5-30% выплат за потребленную активную мощность;

· эффективную разгрузку энергосетей от протекания реактивного тока (т.е. позволит скомпенсировать индуктивную реактивную мощность).

Возможно применение следующих автоматических установок на 35 кВ

· КРМ (УКЛ57) - установка компенсации реактивной мощности без разъединителя, без фильтров гармоник, нерегулируемая, вводная ячейка расположена слева

· КРМ (УКЛ56) - установка компенсации реактивной мощности с разъединителем, без фильтров гармоник, нерегулируемая, вводная ячейка расположена слева

· КРМ (УКРМ) - установка компенсации реактивной мощности с разъединителем, без фильтров гармоник, регулируемая, вводная ячейка расположена слева

· КРМФ - установка компенсации реактивной мощности с разъединителем, с фильтрами гармоник, регулируемая, вводная ячейка расположена слева

Мощность нагрузки с учётом компенсации реактивной мощности составит при U_НОМ:

.
Расчёт максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции

Электрические аппараты выбирают по условиям длительного режима работы сравнением рабочего напряжения и наибольшего длительного рабочего тока присоединения, где предполагается установить данный аппарат, с его номинальным напряжением и током. При выборе учитывается необходимое исполнение аппарата (для наружной и внутренней установки). Выбранные аппараты выбирают по условиям короткого замыкания.

Согласно ПУЭ по режиму КЗ при напряжении выше 1000 В не проверяют:

· аппараты и проводники, защищенные предохранителями с плавкими вставками на номинальный ток до 60 А - по электродинамической стойкости;

· аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями независимо от их номинального тока и типа - по термической стойкости;

· аппараты и шины цепей трансформаторных напряжений при расположении их в отдельной камере или за добавочным резистором;

· проводники к неответвленным индивидуальным электроприемникам;

· провода воздушных линий (ВЛ) электропередачи при ударном токе КЗ, меньшем 50 кА, и отсутствии быстродействующих устройств АПВ.

За наибольший рабочий ток присоединения принимают ток с учетом допустимой перегрузки длительностью не меньше 30 мин. При расчете максимальных рабочих токов необходимо учитывать возможность 1,5-кратной перегрузки трансформаторов в наиболее неблагоприятном режиме, увеличение токов параллельно включенных трансформаторов и линий в случае отключения одного из трансформаторов или линии. Для выбора линии также следует предусматривать запас на перспективу, который можно принять равным 30% существующей мощности потребителей.

Вводы 110 кВ (по формуле (3.1)):

I_p.max = (3.1)

где k_пр = 1,3 - коэффициент перспективы развития потребителей;_пс - максимальная полная расчетная мощность подстанции_p.max = = 211,224 кА

Система шин 110 кВ:

I_p.max = (3.2)

_рн1 - коэффициент распределения нагрузки по шинам первичного напряжения, равный 0,5 - 0,8._p.max = = 147,857 А

Первичная обмотка понижающего трансформатора:

I_p.max = = = 197,057 А.

_пс = n*S_тр = 2* 25000 = 50000 кВА - максимальная полная мощность всей подстанции с двумя трансформаторами 25 МВА

- коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов, (1,5).

Обмотка низшего напряжения:

I_p.max = = = 412,882 А.

Система шин 35 кВ:

I_p.max = = 693,64 А.

Питающие линии потребителей 35 кВ рассчитываем по формуле

_p.max = = .

где - максимальная мощность потребителей;

- коэффициент мощности потребителей._p.max1 = = . = 277,03 А_p.max2 = = . = 92,343А_p.max3 = = . = 105,016 А_p.max4 = = . = 138,515 А_p.max5 = = . = 70 А

Первичная обмотка ТСН по формуле:

I_p.max = = = 3,964 А

.
Расчет параметров короткого замыкания

.1 Составление расчетной схемы

Расчетная схема представлена на рис. 1.5. Составим схему замещения

Рис. 4.1. Схема замещения

4.2 Базисные ступени напряжения, расчёт основных параметров

Применение системы относительных единиц часто существенно упрощает расчетные выражения, описывающие процессы в различных элементах электроэнергетической системы, облегчает контроль расчетных данных и сопоставление результатов расчетов для установок различной мощности, поскольку для таких установок относительные значения расчетных величин часто имеют одинаковый порядок. Чтобы получить относительные значения различных физических величин, необходимо предварительно выбрать значения соответствующих величин, принимаемые за базисные, т.е. в качестве единиц измерения. В частности, чтобы выразить параметры различных элементов схемы замещения электрической цепи и параметры режима в системе относительных единиц, необходимо иметь четыре базисные единицы: базисное напряжение U_б базисный ток I_б базисную мощность (трехфазной системы) S_б и базисное сопротивление Z_б. Две из них выбирают произвольно, а две другие определяют из соотношения для мощности трехфазной системы:

(4.1.)

и формулы, выражающей закон Ома:

(4.2.)

В качестве базовых величин принимаются базовая (базисная) мощность S_б и базовое (базисное) напряжение U_б. За базисную мощность принимается суммарная мощность генераторов (если мощности генераторов известны), или принимается S_б=100 МВА (S_б=1000 МВА). Для основной ступени, для которой производится расчёт токов короткого замыкания принимается U_б = U_ср. Среднее значение напряжения ступени электрической цепи U_ср берётся на 5% выше номинального напряжения сети:_ср= 0,23кВ; 0,4 кВ; 0,525 кВ; 0,69 кВ; 3.15кВ; 6,3кВ; 10,5кВ; 15,75кВ; 21кВ; 37 кВ; 115 кВ; 154 кВ; 230 кВ; 340 кВ; 515 кВ и т.д.

В данной курсовой работе, исходя из параметров установленных трансформаторов, принимается S_б=1000 МВА, U_б=115 кВ.

Напряжение второй ступени U_II= 35 кВ.

Рассчитываем базисный ток и сопротивление, исходя из принятых базисной мощности и напряжения:

(4.3)

(4.4)

Приведение величин второй ступени напряжения к базисной

(4.5)

(4.6)

(4.7)

4.3 Приведение параметров элементов схемы замещения к базисным условиям

Теперь непосредственно приступим к расчету параметров схемы замещения системы. Для расчета параметров сразу в базисных величинах, рассчитаем базисные напряжения и токи каждой ступени:

Для расчетов примем МВА.

кВ (на 5% больше номинального).

Сопротивления до шин районной подстанции РП1 (РП2)определяем по формуле:

х = (4.8)

х₁ = = 0,1053

х₂ = = 0,222

относительные сопротивления линий L₁ и L_{3 - 7}(31 и 113 км)

х_*б3,4 = х₀* L = 0,444*113 * = 0,3794

х_*б5,6= х₀* L = 0,444*31 * = 0,1041

сопротивления трансформаторов TV1, TV2:

x_*7,8 = = = 0,420.

Сопротивление нагрузки, приведенное к базисным условиям, определяем по формуле:

сопротивления трансформатора собственных нужд типа ТМ-160/35:

x_*14 = = = 40,625.

Составляем схемы преобразования:

х₁₅ = = = 0,1897

х₁₆ = х₂ + х₁₅ = 0,222 + 0,1897 = 0,412

х₁₇ (К1) = = = 0,084

нагрузка:

Рис. 4.2 Схема замещения нагрузки

х₁₈ = 1,1528

Рис. 4.3.

х_{19, 20} = х₅ + х₇ = 0,1041 + 0,42 = 0,5241

х₂₁ = = = 0,262

Рис. 4.4.

х₂₂ (К2) = х₁₇ + х₂₁ = 0,084 + 0,262 = 0,346

Рис. 4.5.

Расчеты сведем в таблицу

Таблица 4.1.

Расчетные велечины		Формула для расчета	Расчетные значения токов и мощности КЗ в расчетных точках
			К1	К2
Базисный ток
Действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ	I_K1⁽³⁾ =		I_K1⁽³⁾ = = 5.9833 kA.	I_K1⁽³⁾ = = 4.5645 kA.
Ток двухфазного КЗ	=		= 0,866*5.9833= 5.1816 кА	= 0,866*4.5645 = 3.9528 кА
Ударный ток	i_y1 = 2.55* I_K1⁽³⁾		i_y1 = 2,55*5.9833= 15.2574кА.	i_y1 = 2,55*4.5645= 11,64 кА.
Мощность КЗ	S_R1 =		S_R1 = = 1190.5 MBA	S_R1 = = 289 MBA
Полный тепловой импульс тока КЗ	В_КЗ = (t_откл + Т_а) t_откл = t_рз + t_ср + t_св		В_КЗ = 5.9833² (2,14 + 0,025) = 77.507 кА²*с t_откл= 2,0 + 0,1 + 0,04 = 2,14 с Т_а = 0,025 с	В_КЗ = 4.5645² (1,65 + 0,02) = 34.794 кА²*с t_откл=1,5 + 0,1 + 0,05 = 1,65 с Т_а = 0,02 с
Апериодическая составляющая тока КЗ в момент размыкания контактов выключателя	i_τ,α = I_K1⁽³⁾ * exp (-τ/T_a). τ = t _зmin+ t _св		1,4145.9833ехр (-0,05/0,025) = 1.145 кА. τ = 0,01 + 0,04 = 0,05 сек	1,4144.5645ехр (-0,06/0,02) = 0.321 кА. τ = 0,01 + 0,05 = 0,06сек

Токи и мощность КЗ в любой точке распределительного устройства имеют одинаковое значение, различными будут только значения тепловых импульсов. Поэтому в точке К2* на линии районного потребителя выполняется расчет только теплового импульса.

В_КЗ = 4.5645² (0,65 + 0,045) = 14.48 кА²*с_рз = 0,5 с_откл= 0,5 + 0,1 + 0,05 = 0,65 с

Т_а = 0,045 с

.
Выбор и проверка токоведущих частей и электрического оборудования трансформаторной подстанции

5.1 Выбор токоведущих частей

Выбор гибких сборных шин на стороне 110 кВ.

Для РУ 35 кВ и выше применяют гибкие шины, выполненные проводами АС. Выбор проведем по таблице

Таблица 5.1.

Характеристика условий выбора гибких шин	Формула.
По длительному допустимому току	I_доп I_p.max
По термической стойкости	q q_min = /C
По условиям отсутствия коронирования (при напряжениях 35 кВ и выше).	0.9E₀ 1.07E

Для сборных шин подстанции:

_p.max =

где k_пр = 1,3 - коэффициент развития потребителей;_рн1 - коэффициент распределения нагрузки по шинам первичного напряжения, равный 0,6 - 0,8.

_пс = n*S_тр = 2* 25000 = 50000 кВА - максимальная полная мощность всей подстанции с двумя трансформаторами 25 МВА

_p.max = = 246,293 А.

Выбираем бдижайший допустимый длительный ток I_доп = 265 А

АС-50,- выбранное сечение, мм²_min - минимальное сечение токоведущей части по условию термической стойкости, мм²_min = /88 = 100 mm² (для АС С = 88)

ближайшее стандартное большее сечение 100 АС-120

Максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, при котором возникает разряд в виде короны, кВт/см

Е₀ = 30,3m(1 + 0.299/ )

- коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроводного провода АС он равен 0,82);- радиус провода (для АС120 r = 7,6 мм = 0,76 см)

Е₀ = 30,3*0,82(1 + 0,299/) = 27,54 кВт/см.

Напряженность электрического поля около поверхности провода

Е =

- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см. При горизонтальном расположении фаз = 1,26D. Здесь D - расстояние между соседними фазами, см. для сборных гибких шин приняты расстояния между проводами разных фаз - 1,5; 3,0 и 4,0 м для напряжений 35; 110 и 220 кВ соответственно.

= 1,26D = 1,26*3,0 = 3,78 м = 378 см.

Е = = 19,0 кВ/см

Таким образом,

,9 Е₀ = 0,9* 27,54 = 24,786 кВ/см

,07Е = 1,07* 19,0 = 20,33 кВ/см и условие

.9E₀ 1.07E выполняется

Окончательно выбираем АС-120/19.

Таблица 5.2.

Характеристика провода АС-120/18 I_доп = 390 А

Марка провода	r_уд, удельное активное сопротивление на 1 км при 20⁰С	х_уд, Ом	b_уд*10^-6, См	q_уд, Мвар
АС-120/19	0,249	0,427	2,75	3,7

Общее удельное сопротивление:

= = = 0,494 Ом/км

Выбор сборных жестких шин на стороне 35 кВ.

В закрытых РУ сборные шины выполняют жесткими алюминиевыми шинами.

Таблица 5.3.

Характеристика условий выбора жестких шин	Формула.
По длительно допустимому току	I_доп I_p.max
По термической стойкости	q q_min = /C
По электродинамической стойкости.	σ_доп σ_расч

Выбор и проверка на термическую стойкость жестких шин определяется аналогично гибким шинам. Следует учесть, что при расположении шин прямоугольного сечения плашмя значения допустимых токов приведенные в справочниках должны быть уменьшены на 5% для шин с шириной полос до 60 мм и 8% с шириной полос больше 60 мм._p.max = = 693,64 А.

Подходят алюминиевые прямоугольные шины, расположенные плашмя при числе полос на фазу = 3: 60 х 6 мм = 0.06 x 0.006 м_доп = 0,92*870 = 800 А.= 360 мм²_min = /88 = 67,03 мм² - условие выполняется

Электродинамическая стойкость шин, укрепленных на опорных изоляторах, проверяется по механическому напряжению, возникающему в них при КЗ:

σ_расч = 1,76 10^-8 МПа

где l_ои = 1 м - расстояние между соседними опорными изоляторами, м;

а = 0,75 м - расстояние между осями шин соседних фаз, м;_у - ударный ток трехфазного КЗ;- момент сопротивленияшины относительно оси, перпендикулярно действию усилия, при расположении плашмя

= bh² /6 = 0.006*0.06²/6 = 3,6*10^-6 м²

σ_расч = 1,76 * 10^-6 = 0,5 МПа

выбираем шины из алюминиевого сплава типа АДО 60 х 6 мм σ_доп=25,0 МПа,_доп^max = 870 А.

Выбор силовых кабелей и воздушных линий потребителей (условно принимаем длину - 8 км - кабелей и 10 км - ВЛ).

В зависимости от места прокладки, свойств среды, механических усилий, воздействующих на кабель, рекомендуются различные марки кабеля.

Выбор произведём по таблице

Таблица 5.4.

Характеристика условий выбора силовых кабелей	Формула.
По конструкции, в зависимости от места прокладки, свойств среды и механических усилий
По номинальному напряжению	U_H U_p = 35 kB
По экономической плотности тока для U 35 kB	q q_э = I_{p max}/j_э,
По длительному допустимому току	I_H I_p.max
По термической стойкости	q q_min = /C
По потере напряжения до потребителя	ΔU_доп ΔU (около 5%)

Для кабелей и ВЛ потребителей:

_p.max = = = 288,68 А

Пусть от РУ ТП отходит 5 кабельных линии, проложенных в земле и 3 ВЛ, тогда I_p.max = 288,68/8 = 36,1 А для каждой линии.

Предварительный выбор:

кабели с алюминиевыми жилами проложенные в земле= 120 мм² (I_доп = 210 А)

ВЛ - АС- 70/11 (I_доп = 265 А)_min = /88 = 67,03 мм² - условие выполняется.

По экономической плотности тока эти линии не проверяются U = 35 kB

Определим потери в линиях

ΔU = (r₀Cos φ + x₀ Sin φ) L*I_p.max

₀ - удельное активное сопротивление линии;₀ - удельное реактивное сопротивление линии;

кабели:₀ = 0,48 Ом/км x₀ = 0,06 Ом/км

ВЛ:₀ = 0,428 Ом/км ; x₀ = 0,444 Ом/км

примем для расчёта среднее значение Cos φ = 0,925 ⇒ Sin φ = 0,38

Кабели: ΔU = Σ(0,48*0.925+ 0,06*0.38)*8 * 288,68 = 0,09 % 5%

ВЛ: ΔU = Σ(0,428*0.925+ 0,444*0.38) *10*288,68 = 0,133 % 5%

Окончательный выбор:

ВЛ: АС-70/11мм²

5.2 Выбор изоляторов

Выбор подвесных изоляторов.

Гибкие шины открытых РУ ВН подстанций обычно крепят на гирляндах подвесных изоляторов. Количество подвесных изоляторов в гирлянде в зависимости от их типов и напряжения определяется в результате расчетов:

Таблица 5.5.

Характеристика условий выбора подвесных изоляторов	Формула.	Значение.
По конструкции, в зависимости от места установки и типа изоляторов	Тип ПС70 Тип ПФ70	Число в гирлянде 9 8
По номинальному напряжению	UH Up = 110 kB	110
По длительному допустимому току	IH Ip.max= 630 А	246,293 А

_p.max = = 246,293 А.

Выбор опорных изоляторов.

Жесткие шины РУ НН крепят на опорных изоляторах.

Таблица 5.6.

Характеристика условий выбора опорных изоляторов	Формула.
По конструкции, в зависимости от места установки и типа изоляторов	Внутренняя установка. Внешняя установка
По номинальному напряжению	UH Up = 35 kB
По допустимой нагрузке	F 0.6F разр = 22,5 Н

Характеристика условий выбора опорных изоляторов	Формула.	Значение
По конструкции, в зависимости от места установки и типа изоляторов	Внутренняя установка. Внешняя установка	ИОР-35-7,5 ОНШ-35-1000
По номинальному напряжению	UH Up = 35 kB	35 кВ
По допустимой нагрузке	F 0.6F разр = 45 (117 Н) Н	31,8 Н

*в скобках указана разрушающая сила для ИОС F_разр= 195 Н.

Сила, действующая на изолятор при КЗ, Н:

= 1,76 Н

где l - расстояние между соседними опроными изоляторами, м;

а - расстояние между осями шин соседних фаз, м;_у - ударный ток трехфазного КЗ;= (0.176*11,64² *1/0,75) = 31,8 Н

Выбираем F_разр = 7,5 даН = 75 Н

,6*F_разр = 0,6*75 = 45 кН

Окончательно выбираем: ИОР-35-7,5. УХЛ, Т

Выбор проходных изоляторов.

Эти изоляторы применяют для соединения частей электроустановок внутри помещений и для соединения наружных и внутренних частей РУ.

Выбор производим по таблице

Таблица 5.7.

Характеристика условий выбора проходных изоляторов	Формула	Выбор.	Значение
По конструкции, в зависимости от места установки	-	ИП-35/400-750
По номинальному напряжению	U_H U_p kB	35 кВ	35 кВ
По допустимой нагрузке	F 0.6F_расч	4500 Н	15,9 Н
По длительному допустимому току	I_H I_p.max	400 А	246,293 А
По термической стойкости, q - сечение токоведущей части изолятора.	q q_min = /C	200 мм	67 мм

Сила, действующая на изолятор при КЗ, Н:

= σ_расч = 0,088 10^-6 Н

где l - расстояние между соседними опроными изоляторами, м;

а - расстояние между осями шин соседних фаз, м;_у - ударный ток трехфазного КЗ;= 0.088*11,64² *1/0,75 = 15,9 Н

Выбираем F_разр = 7500 Н

,6*F_разр = 0,6*7500 = 4500 Н

Сечение токоведущей части изолятора:

_min = /C = /88 = 67 мм²

Окончательно выбираем: ИП-35/630 - 750. УХЛ, Т

5.3 Выбор отключающих аппаратов

При выборе выключателя, его паспортные характеристики сравниваем с расчетными условиями работы на подстанции. Расчет ведем по схеме:

Таблица 5.8.

Характеристика условий выбора выключателей	Формула.
По месту установки	Наружная, внутренняя
По номинальному напряжению	U_H U_p
По номинальному длительному току	I_H I_p.max
По отключающей способности по номинальному периодическому току отключения	I_H.откл I_кз
по полному току отключения	I_н.откл(1 + β_н) I_кз+ i_α,τ
По электродинамической стойкости: по предельному периодическому току КЗ по ударному току	I_пр.с I_кз i_пр.с i_y
По термической стойкости	I²_T*t_T B_k

где I_H.откл - номинальный ток отключения выключателя по каталогу, кА;_α,τ- апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя, кА:_α,τ(ВН) = 1,145 кА;_α,τ(НН) = 0,321 кА;_пр.с - эффективное значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ по каталогу, кА;_пр.с - амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ по каталогу, кА;

β_н - номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключенном токе, определяем по графику зависимости от τ:

τ(ВН) = 0,05 с; β_н (ВН) =0,3;

τ(НН) = 0,06 с; β_н(НН) = 0,25;

_T - предельный ток термической стойкости по каталогу, кА;_T - время прохождения тока термической стойкости по каталогу, с;_k - тепловой импульс тока КЗ по расчету, кА²с:_k(ВН) = 77,507;_k(НН) = 34,794;_y- ударный ток:_y(ВН) = 15,2574 кА;_y(НН) = 11,64 кА.

Максимальные токи:_p.max (ввод 110 кВ) = = 211,224 кА_p.max (СШ 110 кВ) = = 147,857 А

_p.max (ВН) = = 197,057 А._p.max (НН)= = = 412,882 А._p.max (СШ 35 кВ) = = 412,882 А.

Питающие линии потребителей:

I_p.max1 = = . = 277,03 А_p.max2 = = . = 92,343А_p.max3 = = . = 105,016 А_p.max4 = = . = 138,515 А_p.max5 = = . = 70 А

Первичная обмотка ТСН по формуле:

_p.max = = = 3,964 А

трансформаторный подстанция короткий замыкание

5.3.1 Выбор выключателей

На стороне 110 кВ ПС целесообразно применять воздушные сетевые выключатели с металлическими дугогасительными камерами типа ВВУ или ВВБ в системах ввода и шин - ВВБ - 110Б - 31,5/2000 (или ВВУ - 110 - 40/2000).

На стороне 110 кВ ВН ТП целесообразно применять специально разработанные для таких ПС маломасляные выключатели типа ВМТ.

Промышленность выпускает маломасляные выключатели следующего типоразмера: ВМТ -110Б - 25/1250 УХЛ1

Таблица 5.9.

Выбор силових выключателей - 110 кВ

Характеристика условий выбора	Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
По номинальному напряжению	U_cном=110 кВ	U_ном= 110 кВ	Ucном < U ном ( 110 кВ =110 кВ)
По номинальному длительному току	I¹¹⁰_нр = 211,224 А	I_ном= 1250 А	I¹¹⁰нр < Iном ( 211,224 А < 1250 А)
По отключающей способности по номинальному периодическому току отключения по полному току отключения	I_кз= 5,9833 кА,	I_откл = 25 кА	Iкз < Iоткл ( 5,9833 кА < 25 кА) I_н.откл(1 + β_н) I_кз+ i_α_,_τ 1,41425(1 + 0,3) = 45,96 кА 1,414*5,9833 + 1,145 = 9,605 кА
По электродинамической стойкости: по по предельному периодическому току по ударному току	I_кз= 5,9833 кА, i_уд= 15,2574 кА	I_пр.с= 25 кА	Iкз < Iпр.с 5,9833кА 25 кА i_уд < i_пр.с (15,2574 кА< 25 кА)
По термической стойкости	В_k=77,507 кА²с	i_t = 25 кВ i_t²t_t= I_т.с² · t = 25²·3 = 1875 кА²с	Вк < i_t²t_t (77,507 кА²с < 1875) кА²с)

Выключатели серии

ВМТ-110Б-25/1250УХЛ1 (сторона ВН) и ВВБ - 110Б - 31,5/2000 (ввод и СШ) полностью удовлетворяют условиям выбора

Таблица 5.10.

Выбор сетевых выключателей в системе 35 кВ

Характеристика условий выбора	Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
По номинальному напряжению	U_cном=35 кВ	U_ном= 35 кВ	Ucном < U ном ( 35 кВ =3 кВ)
По номинальногму длительному току	I¹¹⁰_нр = 412,882 А	I_ном= 630, 1000 А	I¹¹⁰нр < Iном ( 412,882А < 630 А)
По отключающей способности по номинальному периодическому току отключения по полному току отключения	I_кз= 4,5645кА,	I_откл = 8,25 кА	Iкз < Iоткл ( 4,5645 кА < 16 кА) I_н.откл(1 + β_н) I_кз+ i_α_,_τ 1,4148,25(1 + 0,3) = 15,167 кА 1,414*4,5645 + 0,321= 6,776 кА
По электродинамической стойкости: по по предельному периодическому току по ударному току	I_кз= 4,5645 кА, i_уд= 11,64 кА	I_пр.с= 21/25 кА	Iкз < Iпр.с 4,5645кА 21 кА i_уд < i_пр.с ( 15,2574кА< 21 кА)
По термической стойкости	В_k=34,794 кА²с	i_t = 20 кВ i_t²t_t= I_т.с.² ·t = 20²·3 = 1200 кА²с	Вк < i_t²t_t (77,507 кА²с < 1200 кА²с)

Выключатель серии ВМП-35-20/630УХЛ1 полностью удовлетворяет условиям выбора

Таблица 5.11.

Место установки	Тип аппарата	Соотношение каталожных и расчетных данных

Ввод 110 0кВ	ВВБ - 110Б - 31,5/2000
СШ - 1100	ВМТ-110Б-25/1250У4
Первичная обмотка трансформатора	ВМТ-110Б-25/1250У4
Ввод РУ - 35 кВ	ВМП-35-20/630У4
Фидер к/с 35 кВ (СШ)	ВМП-35-20/630У4
ТСН	ВМП-35-20/630У4
Вторичная обмотка трансформатора	ВМП-35-20/630У4
Потребители (5 потребителей)	ВМП-35-20/630У4

Выбор выключателей нагрузки

Выключатель нагрузки - коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения токов нагрузки в нормальном режиме. Выключатели нагрузки применяют в установках напряжением 6/10/35/110 кВ на распределительных пунктах и трансформаторных подстанциях. Они предназначены для работы в шкафах, камерах внутренней установки.

Выключатели нагрузки применяются в РУ 110 и 35 кВ на подстанциях с ВН 110 кВ типа МВ (маломаслянные МВ-35 и МВ-110) или наиболее новые: LBSH-36.

Выключатель нагрузки LBSH 36/630. В КРУ 35 кВ серии HMH 36 используется элегазовый ВН типа LBSH 36. Его корпус изготовлен из эпоксидных смол и заполнен элегазом под небольшим давлением 0,5 атм. В течении 20 лет нормальной эксплуатации газ не требует какой-либо замены или обслуживания. LBSH-36 объединяет в себе ВН и заземлитель, которые находятся в элегазовой среде. Наличие механической блокировки исключает возможность ошибочной последовательности действий при включении/выключении ВН и заземлителя.

Условия выбора:

Таблица 5.12.

Характеристики условий выбора выключателей нагрузки	Формула
По конструкции	-
По номинальному напряжению	U_уст U_ном
По номинальному току	I³⁵ _нрI_ном
По отключающей способности	I³⁵ _нрI_откл
По электродинамической стойкости	i_уд < i_пр.с
По термической стойкости	Вк< i_t²t_t

Таблица 5.13.

Тип	Номинальный ток, А	Номинальный ток отключения, А	Наибольший ток отключения, А	Предельный сквозной ток, А		Допустимый ток включения, кА		Ток термической стойкости, кА/допустимое время его действия	Ток отключения холостого хода трансформатора, А
				Амплитудное значение	Действующее значение периодической составляющей	Амплитудное значение	Действующее значение периодической составляющей
LBSH-36 (5 штук + 1 в резерве)	400	400	800	40	16	-	-	12	-
	630	630	1250	50	20	-	-	16	-
	1250	1250	2500	62,5	25	-	-	20	-

5.3.2 Выбор разъединителей

Условия выбора:

Таблица 5.14.

Характеристики условий выбора разъединителей и отделителей	Формула
По конструкции	-
По номинальному напряжению	U_уст U_ном
По номинальному току	I¹¹⁰_нрI_ном
По электродинамической стойкости	i_уд < i_пр.с
По термической стойкости	Вк< i_t²t_t

Промышленность выпускает разъединители на 110 кВ типа РНДЗ. На стороне 110 кВ необходимо установить разъединители : с двумя заземляющими ножами РНДЗ.2 - 110Б\1000 и с одним заземляющим ножом РНДЗ.1 - 110Б\1000

Условия выбора разъединителей одинаковы. Выбираем разъединители 2 типов РНДЗ-1- 110Б/1000У1 и РНДЗ - 2 - 110Б/1000У1.

Таблица 5.15.

Выбор разъединителей -110 кВ

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
U_уст=110 кВ	U_ном=110 кВ	U_уст U_ном(110 кВ = 110 кВ)
I¹¹⁰_нр = 211,224 А	I_ном= 1000 А	I¹¹⁰_нрI_ном(211,224А < 1000 А)
i_уд= 15,2574 кА	I_пр.с= 80 кА- амплитуда предельного сквозного тока	i_уд < iскв ( 15,2574 кА < 80 кА)
i_at= 1,145 кА	i_аном = 40 кА	i_at < i_аном(1,145 < 40кА)
В_k=77,507 кА²с	i_t²t_t= 31,5²*3= 2977 кА²с	Вк< i_t²t_t (77,507кА²с < 2977 кА²с)

_т = 31,5 кА - ток термической стойкости (1 с).

Разъединитель полностью удовлетворяет условия выбора.

Таблица 5.16

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
U_уст= 35 кВ	U_ном= 35 кВ	U_уст U_ном(35 кВ = 35 кВ)
I¹¹⁰_нр = 412,882 А	I_ном= 1000 А	I¹¹⁰_нрI_ном(412,882 А < 1000 А)
i_уд= 11,64 кА	I_пр.с= 63 кА- амплитуда предельного сквозного тока	i_уд < iскв (11,64кА < 63кА)
i_at= 1,145 кА	i_аном = 25 кА	i_at < i_аном(1,145 < 25кА)
В_k=34,794 кА²с	i_t²t_t=I_т²t=25²*3 =1875 кА²с I_т = 25 кА, t_t=3 сек.	Вк< i_t²t_t (34,794 < 1875кА²с)

Разъединитель РНДЗ-35/1000 У3 полностью удовлетворяет условия выбора.

Таблица 5.17.

Тип	Номинальное напряжение, кВ	Наибольшее напряжение, кВ	Номинальный ток, А	Стойкость при сквозных токах КЗ, кА		Время протекания наибольшего тока термической стойкости, с		Привод
				Амплитуда предельного сквозного тока	Предельный ток термической стойкости	главных ножей	заземляющих ножей
Разъединители внутренней установки В трехполюсном исполнении (рама)
РВЗ-35/630У3	35	40,5	630	51	20	4		ПР-3У3
РВЗ-35/1000У3	35	40,5	1000	80	31,5	4		ПР-3У3
Разъединители внешней установки В однополюсном исполнении
РНДЗ-1-110/1000У РНДЗ-2-110/1000У	110	126	1000 1000	80 80	31,5 31,5	3	1	ПР-У1 или ПД-5У1

Таблица 5.18.

Место установки	Тип аппарата	Соотношения каталожных и расчетных данных
		,кВ	А	кА	кА²·с
Вводы подстанции	РНДЗ - 2 - 110Б/1000У1.
Сборные шины РУ-110 кВ	РНДЗ - 1 - 110Б/1000У1.
Линейный разъединитель на 35 кВ	РВЗ-35/630У3
Шинный разъединитель на 35 кВ	РВЗ-35/630У3
Сборные шины РУ-35 кВ (секционный)	РВЗ-35/630У3
Потребитель (шинный)	РНД-35/1000 У3
Потребитель (линейный)	РНДЗ-35/1000 У3
ТСН	РНДЗ-35/1000 У3
Фидер к/с 35 кВ	РНД-1-35/1000

Линейные разъединители потребителей и ТСН с двумя заземляющими ножами или с заземлителями типа ESH-01.

5.3.3 Выбор разрядников

Таблица 5.19.

Выбор разрядников в ОРУ-110 кВ и ЗРУ-35

	РВС-35-У1		РВМГ-110М-У1
Uном	35 кВ		110 кВ
Uмакс.доп(дейст.знач.)	40,5 кВ		115 кВ
Uпробивное	75-90 кВ		170 - 195 кВ
Uпроб имп	116 кВ		260 кВ
U, не более, остающееся при импульсном токе с амплитудой, кА	3	97 кВ	245 кВ
	5	105 кВ	265 кВ
	10	116 кВ	295 кВ

В нулевой провод трансформатора встроен трансформатор тока типа ТВТ-35

5.3.4 Выбор электрических аппаратов в цепи заземления нейтрали трансформатора

Для цепи заземления нейтрали трансформатора промышленность выпускает заземляющие разъединители типа ЗОН-110М-11У1.

Т.к. изоляция нейтрали трансформатора выполнена на напряжение 50 кВ, параллельно разъединителю устанавливаются два, включенных последовательно, разрядника тина РВС-35-У1

5.4 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираются по месту установки, конструкции, назначению, номинальному напряжению и току первичной цепи согласно условиям_1HOM U_РАБ1HOM I_РАБ.MAX

_РАБ.MAX - максимальный рабочий ток присоединения электроустановки, на котором устанавливают трансформатор тока.

Выбранные трансформаторы тока проверяются по току КЗ на динамическую и термическую стойкость:

;

и - коэффициенты динамической и термической стойкости по каталогу;

и В_к - ударный ток и тепловой импульс тока КЗ в месте установки трансформатора тока;_т -время термической стойкости по каталогу;_T = - ток термической стойкости.

Таблица 5.20

Место установки	Тип аппарата	Соотношения каталожных и расчетных данных
		кВ	А	кВ	кА²·с
Сборные шины РУ-110 кВ	ТФЗМ-110Б					60	60
Первичная обмотка трансформатора	ТФЗМ-110А					60	60
Вторичная обмотка трансформатора 35 кВ	ТФЗМ-35					150	65
Потребители 1	ТПОЛ-35					150	65
Потребители 2	ТПОЛ-35					150	65
Потребители 3	ТПОЛ-35					150	65
Потребители 4	ТПОЛ-35					150	65
Потребители 5	ТПОЛ-35					150	65
ТСН	ТПОЛ-35					150	65
Фидер к/с	ТПОЛ-35					150	65

5.5 Выбор трансформаторов напряжения

Тип выбираемого трансформатора определяется назначением его в электроустановке.

Выбирают трансформатор по величине рабочего напряжения распределительного устройства согласно условию

_1HOM U_РАБ

_1HOM -номинальное первичное напряжение трансформатора, кВ;_РАБ -рабочее напряжение распределительного устройства, к шинам которого подключается трансформатор, кВ;

Выбранный трансформатор проверяют на соответствие классу точности согласно условию

_2HOM S _2РАСЧ

_2HOM -номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора в соответствующем классе точности, ВА_2РАСЧ -мощность, потребляемая измерительными приборами и реле, подключенными к трансформатору, ВА;

Рис. 5.1. Подключение ТН

Для ОРУ-110 кВ выбираем трансформатор напряжения НКФ 110-57, который удовлетворяет условию:_1HOM = 110 кВ U_РАБ = 110 кВ

Выбранный трансформатор проверяем на соответствие классу точности согласно условию S_2HOM S _{2РАСЧ2HOM} = 400 ВА в классе точности 0,5, который необходим для нормальной работы счетчиков. Расчет S _2РАСЧ производим в соответствии со схемой. Определяем расчетную вторичную мощность.

_2РАСЧ = = = 180.3 АВ

-сумма активных мощностей приборов и реле, Вт;

- сумма реактивных мощностей приборов и реле, вар;

Условие проверки трансформатора напряжения на соответствие классу точности выполняется, т.к._2HOM = 400 А S _2РАСЧ = 180,3 АВ

Таблица 5.21.

Наименование	Тип	Число катушек	Число приборов	Мощность, потребляемая одной катушкой	cos	sin	Суммарная потребляемая мощность

Вольтметр	Э378	1	2	2	1	0	4	0
Счетчик активной энергии	СА3У	2	2	4	0,38	0,93	6,08	14,88
Счетчик реактивной энергии	СР4У	3	2	4	0,38	0,93	9,12	22,32
Реле напряжения	РН-50	1	3	1	1	0	3	0
Реле направления мощности	РБМ-171	2	2	35	1	0	140	0
						Итого	176,44	37,2

Для ЗРУ-35 кВ выбираем трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65, который удовлетворяет условию:_1HOM = 35 кВ U_РАБ = 35 кВ

Выбранный трансформатор проверяем на соответствие классу точности согласно условию S_2HOM S _2РАСЧ

_2HOM = 3 = 3450 ВА

в классе точности 0,5, который необходим для нормальной работы счетчиков. Расчет S _2РАСЧ производим в соответствии со схемой. Определяем расчетную вторичную мощность.

_2РАСЧ = = = 43.3 АВ

Условие проверки трансформатора напряжения на соответствие классу точности выполняется, т.к.

_2HOM = 450А S _2РАСЧ = 43,3 АВ

Таблица 5.22.

Наименование	Тип	Число катушек	Число приборов	Мощность, потребляемая одной катушкой	cos	sin	Суммарная потребляемая мощность

Вольтметр	Э378	1	2	2	1	4	0
Счетчик активной энергии	СА3У	2	2	4	0,38	0,93	6,08	14,88
Счетчик реактивной энергии	СР4У	3	2	4	0,38	0,93	9,12	22,32
Реле напряжения	РН-50	1	3	1	1	0	3	0
						Итого	22,2	37,2

5.6 Выбор электрических аппаратов в ЗРУ-35 кВ

Выбор того или иного исполнения необходимо делать на основе анализа существенных факторов, влияющих на условия эксплуатации и строительства подстанции. Применение закрытых распределительных устройств, в первую очередь, оправдано на объектах, размещенных в районах с высоким уровнем атмосферного загрязнения и суровыми климатическими условиями. В данных случаях закрытые РУ, особенно в модульном исполнении, значительно сокращают сроки строительных и пусконаладочных работ, а в дальнейшем обеспечивают максимально надежное энергоснабжение.

Закрытое распределительное устройство 35 кВ предназначено для приема, распределения и передачи электрической энергии трехфазного переменного тока частотой 50 Гц в сетях с изолированной нейтралью. ЗРУ 35 кВ размещаются в железобетонной оболочке и содержат внутренний коридор обслуживания. При этом распределительное устройство имеет небольшие размеры, что позволяет их применять на ограниченных территориях, в частности, в городской местности .

Отличительной особенностью закрытых распределительных устройств является применение малогабаритных комплектных РУ с элегазовой изоляцией типа НМН-36 или типа RGD ЗРУ-35кВ состоит из отдельных блок-контейнеров с установленным в них комплектными распределительными устройствами из шкафов КРУ напряжением 35кВ.

Вводные шкафы на токи 630 - 1250 А комплектуются вакуумными выключателями с металлическими дугогасительными камерами типа ВВУ-35 Секционные шкафы на токи до 1250 А и линейные на токи до 3200 А комплектуются многобъемными масляными выключателями серии С-35М-10 с приводом ПЭ-38 - поэтому выбираем в ЗРУ- 35 кВ НМН-36

В ячейках установлены выключатели типа МКП-35. Для выключателей этого типа t_cв=0,08с, тогда τ = t_сз+ t_cв =0,01+0,08 = 0,09 с

Условия выбора вводных ячеек сведены в таблице 5.23.

Таблица 5.23.

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=35 кВ	Uном=36 кВ	Uуст<Uном( 35кВ<36кВ)
I35нр =288,684 А	Iном = 630 - 1250 А	I35 нр <Iном(288,634А < 630А)
iατ=0,321 кА,	Iоткл = 20 кА	Iατ < Iоткл ( 0,321 < 20кА)
Ik = 4,5645 кА	Iм.вык = 10, 25, 40 кА	Ik< Iм.вык (4,5645кА < 10 кА)
iуд= 11,64 кА	Iскв.т = 26, 63, 100 кА	iуд < iск.т ( 11,64 кА < 26 кА)
Вk = 34,794 кА2с	it2tt=1200кА2с	Вк< it2tt (34,794 кА2с<1200кА2с)

Таблица 5.24.

Основные технические параметры ЗРУ НМН-36

Номинальное напряжение (линейное), кВ: 35 Наибольшее рабочее напряжение (линейное), кВ: 40,5 Номинальный ток главных цепей шкафов ЗРУ, А: 630 - 1250 Номинальный ток сборных шин, А: 1600; 2000; 2500; 3150 Номинальный ток выключателя нагрузки, А 630 Номинальный ток разъединителя А 1250 Ток отключения, кА 20 Ток термической стойкости (1с), кА 16, 20 Ток электродинамической стойкости, кА 40. 50 Наличие в шкафах выкатных элементов с выкатными элементами Условия обслуживания двухстороннее Номинальное напряжение вспомогательных цепей, В: - постоянного тока - переменного тока - освещения 24; 48; 110; 220 24; 48; 110; 220 36 Климатическое исполнение и категория размещения (ГОСТ 15150) У1 (УХЛ1) Толщина стенки гололеда, мм до 40 Ветровое давление, Па до 1000 Степень загрязнения атмосферы (ГОСТ 9920-89) I - IV Сейсмичность в баллах по шкале MSK 64 до 9 Типовые схемы, согласно «Схемы принципиальные электрические распределительных устройств 35 - 750 кВ»(приведены в Приложении Б) 35 - 1, 3Н, 4Н, 5Н, 5АН, 9

Вводные ячейки прошли все контрольные параметры. Для секции сборных шин применяется спаренные ячейки .

Таблица 5.25.

Условия выбора ячеек для секционирования сборных шин

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=35 кВ	Uном=36 кВ	Uуст<Uном( 35кВ<36кВ)
I35пр =288,684 А	Iном= 1600; 2000; 2500; 3150А	I10нр <Iном(288,684А <1600А)
iατ= 0,321 кА,	Iоткл =20кА	Iατ < Iоткл ( 0,321кА<20кА)
Ik = 4,5645кА	Iм.вык = 51 кА	Ik< Iм.вык (4,5645<51кА)
iуд= 11,64 кА	Iскв=51 кА	iуд < iскв ( 11,64 кА<51кА)
Вk = 34,794кА2с	it2tt=1200кА2с	Вк< it2tt (34,794кА2с<1200кА2с)

Для подключения отходящих линий используем шкафы на номинальные токи 630 А.

Таблица 5.26.

Условия выбора ячеек для отходящих линий

Расчетные параметры	Каталожные данные	Условия выбора
Uуст=35 кВ	Uном=36кВ	Uуст<Uном( 35кВ<36кВ)
I10пр = 288,684А	Iном= 630 А	I10нр <Iном(288,684А<630А)
iατ= 0,321 кА,	Iоткл =20кА	Iατ < Iоткл ( 0,321кА<20кА)
Iкз = 4,5645кА	Iм.вык = 51 кА	Ik< Iм.вык (4,5645кА<51кА)
iуд= 11,64кА	Iм.дин =51 кА	iуд < iскв ( 11,64кА<51кА)
Вk = 34,794 кА2с	it2tt=1200кА2с	Вк< it2tt (34,764кА2с<1200кА2с)

Исходя из расчетов видно, что выбор всех электрических аппаратов в РУ - 35 кВ удовлетворяет допустимым условиям

5.7 Релейная защита

Основными видами повреждения трансформаторов являются многофазные и однофазные короткие замыкания в обмотках и на выводах трансформатора, а также "пожар в стали" магнитопровода. Однофазные повреждения бывают двух видов: на землю и между витками обмотки. Наиболее вероятны короткие замыкания на выводах трансформаторов и однофазные замыкания в обмотках. При витковых замыканиях разрушается изоляция и магнитопровод трансформатора, поэтому такие повреждения должны отключатся быстродействующей защитой. Использовать для этой цели токовые и дифференциальные защиты не представляется возможным, так как при малом числе замкнувшихся витков ток в поврежденной фазе со стороны питания может оказаться меньше значения номинального тока, а напряжение на выводах трансформатора практически не изменится. Защиты, основанные на использовании электрических величин не реагируют на "пожар в стали" магнитопровода. Для защиты от такого вида повреждений и от витковых замыканий на трансформаторе устанавливается токовая защита, которая является универсальной защитой от токовых повреждений Достоинствами газовых защит являются:

высокая чувствительность и реагирование на все виды повреждений внутри бака;

сравнительно не большое время срабатывания;

простота выполнения;

способность защищать трансформатор при недопустимом понижении уровня масла.

Наряду с этим защита имеет ряд недостатков, основной из которых - не реагирование на повреждения вне бака. Защита может действовать ложно при попадании воздуха в бак трансформатора, например при доливке масла. В связи с этим газовую защиту нельзя использовать в качестве единственной защиты от внутренних повреждений. Вместе с газовой защитой устанавливается дифференциальная защита.

Для защиты от внешних коротких замыканий применяются токовые защиты с выдержкой времени. Эти защиты реагируют и на внутренние короткие замыкания, следовательно могут использоваться как резервные. Защита от перегрузки выполняется на реле тока, включенном в сеть одного из трансформаторов тока защиты от внешних коротких замыканий. Для отстройки от кратковременных перегрузок и коротких замыканий предусматривается реле времени. Выдержка времени принимается на ступень селективности больше, чем время срабатывания защиты трансформатора от внешних коротких замыканий.

а) На силовом трансформаторе 110/35

дифференциальная токовая защита

максимальная токовая защита с блокировкой по напряжению с 2 выдержками времени на отключение ввода 110кВ-1 ступень, отключение выключателя 110кВ - 2 ступень

токовая защита от перегрузки с действием на сигнал

газовая защита с действием на сигнал и на отключение тр-ра

от понижения уровня масла

б) на вводах 35 кВ

максимальная токовая защита(1 ступень защиты тр-ра установлена на стороне 110 кВ

в) На секционном выключателе 35 кВ максимальная токовая защита

г) На отходящих кабальных линиях 35 кВ

токовая отсечка

максимальная токовая защита

защита от замыкания на землю (с действием на сигнал).

5.8 Управление, сигнализация, блокировка

Управление приводами масляных выключателей осуществляется с помощь ключа управления установленного в шкафах КМ-1Ф и в релейных шкафах ИТР (предполагается автоматическое управление ими). Управление разъединителями 110кВ осуществляется с помощью ручных приводов. В релейном шкафу собраны выходные сигналы (аварийное отключение выключателей и неисправности подстанции), которые выдают сигнал в пункт диспетчерского управления. Кроме того выдается информация о положении выключатея110/35кВ. Предполагается применение аппаратуры телемеханики КУСТ-А. Оперативная блокировка подстанции на стороне 110кВ выполняется электромагнитной на выпрямленном оперативном токе 220 В.На стороне 110 кВ в комплектных РУ выполняется механическая блокировка.

5.9 Автоматика

Автоматика на подстанции предусматривает:

а) на тр-рах 110/35 кВ - автоматическое регулирование напряжения со стороны 110 кВ

б) на вводах 110 кВ:

автоматическое отключение вводов при исчезновение напряжения. -автоматическое включение вводов при восстановление напряжения.

в) на секционном выключателе 110 кВ

х стороннее автоматическое включение резерва без выдержки времени при отключении одного из вводов 110 кВ.

автоматическое выключение выключателя при восстановление напряжения.

г) на отходящих линии 110 кВ

автоматическая частотная разгрузка.

автоматическое повторное включение после АЧР.

д) на шинах собственных нужд 220 В

автоматическое включение резерва (АВР).

е) на шинах обеспечивающих питание 220 В-АВР.

5.10 Высокочастотная связь

Проектом предусмотрено высокочастотная связь с диспетчерским пунктом электрической сети.

6.
Компоновка ТП

6.1 Компоновка ОРУ 110 кВ

РУ 110 кВ выполняется открытым с использованием унифицированных железобетонных элементов, на которые устанавливается электрооборудование. Токоведущие части и проводники размещаются в двух ярусах.

В первом ярусе размещаются токоведущие части аппаратов и проводники соединяющие. Их высота установки должна быть не менее 3600 мм. Проводники ответвлений находятся во втором ярусе(не менее 1650мм).

Расстояние между аппаратами выбираем из условия возможности подъезда испытательных, трансформаторных подъемных машин.

Силовые трансформаторы устанавливаются на фундаменте из сборного железобетона. Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждение силового трансформатора предусматривается маслоприемники и м водоотводы.

Габариты маслоприемников выступают за габариты тр-ра на 1,5м. Объем маслоприемника рассчитан на одновременный прием 100% масла(15т) содержащегося в корпусе трансформатора.

Для прокладки контрольных и силовых кабелей по территории РУ предусматриваются кабельные каналы.

Ошиновка выполняется алюминиевыми проводами, перемычки и ответвления укрепляются с помощью подвесных изоляторов.

Таблица 6.1.

Технические параметры ОРУ 110 кВ

Наименование параметра	ОРУ-110 кВ
Номинальное напряжение, кВ
· высшее	110
· низшее	35 (10)
Номинальный ток , А
· цепей силовых трансформаторов	630
· цепей линий	до 630
· сборных шин ОРУ и перемычек	630 - 2500
· сборных шин щитов ввода 35 кВ	-
· ячеек 35 кВ	-
Мощность силового трансформатора, кВА	до 125 000
Сквозной ток короткого замыкания (амплитуда), кА	20, 25
Ток термической стойкости в течение 3 с, кА	31,5 - 50
Ток электродинамической стойкости, кА	80
Климатическое исполнение и категория размещения (ГОСТ 15150)	У1 (УХЛ1)
Толщина стенки гололеда, мм	до 40
Ветровое давление, Па	до 1000
Степень загрязнения атмосферы (ГОСТ 9920-89)	I - IV
Сейсмичность в баллах по шкале MSK 64	до 9
Типовые схемы, согласно «Схемы принципиальные электрические распределительных устройств 35 - 750 кВ» (приведены в Приложении А)	110 - 1, 3Н, 4Н, 5Н, 5АН, 6, 6Н, 7, 8, 9, 9Н, 9АН, 12, 12Н, 13, 13Н, 14

Приведем схему ОРУ 110 кВ. в графической части работы.

6.2 Компоновка ЗРУ 35 кВ

ЗРУ-35 кВ соответствует ТУ-3412-010-23120818-2005.

Конструкция

Конструкция блок-контейнеров состоит из сварного металлического каркаса. Стены и потолок обшиваются с наружных и внутренних сторон окрашенными профильными листами и утепляются не горючим материалом из базальтового волокна толщиной 100мм.

Основание блок-контейнеров изготовлено из швеллера. Пол основания выполнен из рифленых стальных листов.

Крыша блок-контейнера двускатная, двойная, выполнена из окрашенных профилированных листов.

В ЗРУ-35кВ предусмотрены отопление, освещение напряжением 220В 50Гц, переносное освещение 36В 50Гц, система противопожарной сигнализации, охранная сигнализация, система кондиционирования и вентиляции, коридор обслуживания оборудования с двумя входами и наружные ремонтные двери.

Оборудование

ЗРУ-35кВ комплектуется следующим электротехническим оборудованием:

распределительным устройством из шкафов с силовыми вакуумными выключателями, установленными на выкатные тележки;

шкафом собственных нужд (ШСН);

блоком питания для устройств РЗА;

шкафом управления оперативным током;

щитом учета электроэнергии (ЩУ).

Компоновка ЗРУ-38 типа НПМ-36 приведена в приложении В

.
Требования ПУЭ к сооружению трансформаторных подстанций

Нормы проектирования подстанций определяются рядом нормативно-правовых актов РФ, которые в полной мере или частично применяются подрядчиком при проектировании в зависимости от:

¾ целевого назначения подстанции (трансформаторные или преобразовательные);

¾ места/значения подстанции в системе электроснабжения - главная понизительная или подстанция глубокого ввода (аббревиатура ГПП и ПГВ соответственно), тяговая, комплектная трансформаторная (КПП);

¾ места размещения и способа присоединения к лини электропередач - тупиковая, осветительная, проходная, узловая;

¾ уровня напряжения входного тока - низкого, среднего и высшего; количества и мощности используемых трансформаторов.

Следует отметить, что нормы проектирования подстанций низкого напряжения 6-10/0.4 кВ сегодня не систематизированы и формализованы так, как нормы проектирования подстанций высшего напряжения, что в основном связано с применением комплектных трансформаторных подстанций разного типа (мачтовых, киосковых, шкафных и т.д.), одно и двухтрансформаторных, разрабатываемых на специализированных предприятиях по ведомственным или собственным техническим условиям для определенного уровня мощности и целевого использования (городских, цеховых). Вместе с тем нормы проектирования подстанций высшего напряжения в различных аспектах рассматриваемых конкретных вопросов (площадка для строительства подстанции, электрические схемы распределительных устройств, защита от перенапряжений, заземление, электромагнитная совместимость, елейная защита и автоматика, в том числе противоаварийная автоматика и т.д.) проецируются на подстанции более низкого напряжения и согласно № 184-ФЗ «О техническом регулировании», действующим техническим регламентам и ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации» являются обязательными для исполнения.

Наиболее актуальными и полными для проектирования подстанций в настоящий момент являются «Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ», разработанные ОАО «Институт «Энергосетьпроект» совместно с ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «ВНИИЭ», ОАО «Фирма «ОРГРЭС», ФГУП «Отделение дальних передач», ОАО «РОСЭП», филиалом ОАО «СевЗапНТЦ» «Севзапэнергосетьпроект - Западсельэнергопроект», ОАО «Институт «Томскэнергосетьпроект», ОАО «Институт «Нижегородскэнергосетьпроект», ОАО «Дальэнергосетьпроект» и ОАО «Восточно-Сибирский Энергосетьпроект», согласованные с Департаментом систем передачи и преобразования электрической энергии, Департаментом информационно-технологических систем, Дирекцией технического регулирования и экологии ОАО «ФСК ЕЭС».

Согласно этому нормативно-правовому акту, имеющему статус стандарта организации, для подстанций высшего напряжения (или любых подстанций при адаптации этих норм к конкретным требованиям ТЗ):

· нормы проектирования подстанций в части выбора площадки для строительства определяются требованиями земельного, водного законодательства Российской Федерации, законодательными актами по охране природы и использованию природных ресурсов, Градостроительным кодексом РФ, градостроительными кодексами субъектов Федерации, Правилами землепользования и застройки, градостроительными регламентами, а также СНиП 2.02.01-83 по просадочности грунтов;

· нормы проектирования подстанций в части электрических схем распределительных устройств и выбора основного электротехнического оборудования регламентируются положениями «Норм технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ»;

· нормы проектирования подстанций в части защиты от грозовых перенапряжений определяются разделом 4.2 ПУЭ, внутренних перенапряжений - расчетом средств компенсации емкостного тока в соответствии с ПУЭ и «Методическими указаниями по выбору ограничителей перенапряжений в электрических сетях», от высокочастотных перенапряжений - СО 153-34.47.38-2003 «Методические указания по устойчивости энергосистем», заземление - в соответствии с требованиями ПУЭ (7-е издание), электромагнитная совместимость - по СТО 56947007-2008 «Руководство по обеспечению электромагнитной совместимости вторичного оборудования и систем связи электросетевых объектов» и СТО 56947007-2008 «Методические указания по обеспечению электромагнитной совместимости на объектах электросетевого хозяйства»;

· нормы проектирования подстанций в части выбора числа и мощности трансформаторов и резервного питания для собственных нужд определяются «Нормами технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением»;

· нормы проектирования подстанций в части освещения устанавливаются согласно 6 разделу ПУЭ 7-го издания;

· нормы проектирования подстанций в части релейной защиты и автоматики устанавливаются по «Общим требованиями к системам противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики, телеметрической информации, технологической связи в ЕЭС России»;

· нормы проектирования подстанций в части АСУ ТП и диспетчерского управления принимаются в соответствии с главой 3.5 ПУЭ «Автоматизированное управление»;

· нормы проектирования подстанций в части пожарной безопасности устанавливаются по НПБ 105-03 (взрывопожаробезопасность), НПБ 110-03 «Перечень зданий, сооружений, помещений и оборудования, подлежащих защите автоматическими установками пожаротушения и автоматической пожарной сигнализацией», СНиП 21-01-97 «Пожарная безопасность зданий и сооружений» и главе 4-й ПУЭ-7;

· нормы проектирования подстанций в части ремонта, технического и оперативного обслуживания устанавливаются «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации» и «Нормами технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением», в части численности персонала подстанции - действующими «Нормативами численности промышленно-производственного персонала электрических сетей»;

· нормы проектирования подстанций в части учета электроэнергии устанавливаются в соответствии с ПУЭ, РД 34.09.101-94 «Типовая инструкция по учету электроэнергии и ее производству, передаче и распределению» и регламентов ОРЭ «Автоматизированные информационно-измерительные системы коммерческого учета электрической энергии (мощности) субъекта ОРЭ»;

· нормы проектирования подстанций в части влияния негативных факторов окружающей среды устанавливаются в соответствии с требованиями СНиП II-7-81 «Строительство в сейсмических районах», ПУЭ-7, ГОСТ 15150-69 «Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды», ГОСТ 12.2.007.0-75 «Изделия электротехнические. Общие требования безопасности», ГОСТ 14254-96 (МЭК 529-89) «Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (КОД IP)» и т.д.

Как видно общее число нормативно-правовых актов и регулируемые ими аспекты строительства подстанций определяют исключительно командную работу профессионалов, коллегиально осуществляющих проектирование подстанций различного типа и разного уровня напряжения. Причем даже использование типовых проектов низковольтных подстанций (комплектных трансформаторных подстанций) требует от подрядчика выполнения объемных работ по адаптации проекта к конкретным параметрам энергопотребления, климатическим условиям эксплуатации, возможности размещения и т.д. Поэтому проектирование подстанций бескомпромиссно делегируют компании, имеющей большой опыт работы в этой сфере деятельности, как «АБ Арбат» или сходной с ней по профессиональному потенциалу и числу успешно разработанных и реализованных проектов.

Заключение

При выполнении дипломного проекта была спроектирована трансформаторная подстанция 110/35 кВ. Были изучены вопросы особенностей спроектированной подстанции.

Разработана однолинейная схема подстанции, которая определяет состав необходимого оборудования и аппаратуры. Надёжность работы подстанции обеспечивается:

. Резервированием силовых трансформаторов, аппаратуры и выключателями;

. Секционированием сборных шин, разъединителями и выключателями;

. Устройством системы обходных шин с выключателями для замены основных выключателей во время ремонта.

Произведены расчёты токов рабочего и аварийного режима работы подстанции. На основании значений этих токов были выбраны и проверены токоведущие элементы, сборные шины, изоляторы подстанции, а также коммутационная аппаратура и измерительные трансформаторы. Были выбраны компенсационные устройства для РУ. Разработан план размещения основного оборудования на подстанции.

Список литературы

1. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий /Под редакцией Т.В. Ангарова - М.; Энергоиздат,1981

. Справочник по проектированию / Под редакцией Ю.Г. Барыбина, М.Г. Зименкова, А.Г. Смирнова.- М.; Энергоиздат,1981

. Л.Л. Коновалова, Л.Д. Рожкова “Электроснабжение промышленных предприятий и установок” - М.; Энергоиздат, 1989

. Учебно-методическое пособие по курсовому проекту и дипломному проектированию / Под редакцией О.П. Королева, В.Н. Раткевич, В.Н. Сощункевич- М.; Энергоиздат, 1998

. А.Д. Рожкова, В.С. Козулин “Электрооборудование станции и подстанции”- М.; Энергоиздат, 1987

. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Под редакцией А.А. Федорова-М.; Энергоиздат, 1987

. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). изд.7. - М.: Энергоиздат.2003

. А.В.Кабышев, С.Г.Обухов. РАСЧЕТ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ: СПРАВОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ ПО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЮ. Томск. 2014

. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1989

ГОСТы и другая нормативная документация

ГОСТ 21.613-88 Силовое электрооборудование. Рабочие чертежи.

ГОСТ 2.105-95 Общие требования к текстовым документам

ГОСТ 2.755-87 Обозначения устройств коммутационных и контактных соединений.

ГОСТ 2.614-88 Изображение, условные графические элементы оборудования и проводок на планах.

ГОСТ 2.702-75 Правила выполнения электрических схем.

РД 153-34.0-20.527-98 - Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования. 2012

Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС). приказ ОАО «ФСК ЕЭС»от 13.04.2009 № 136кoвoдящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования PД 153-34.0-20.527-98/ IIoд peд. Б.H. Неклепаева.M.: Изд-вo НЦ ЭНАС,2000.

СТО 56947007- 25.040.70.101-2011. Правила оформления нормальных схем электрических соединений подстанций и графического отображения информации посредством ПТК и АСУ ТП. Приказ ОАО «ФСК ЕЭС» 22.09. 2011

Проектирование трансформаторной подстанции с двухобмоточным трансформатором

Проектирование трансформаторной подстанции с двухобмоточным трансформатором

Выбор сечения проводов воздушной ЛЭП

Возможно применение следующих автоматических установок на 35 кВ

Похожие работы на - Проектирование трансформаторной подстанции с двухобмоточным трансформатором