Расчет трансформаторной подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Общая электротехническая часть

1.1 Расчет электрических нагрузок подстанции

По результатам ежегодных замеров определяется максимальные и минимальные значения тока для каждой из линий.

Для определения нагрузки трансформаторов суммируются максимальные значения токов каждой из линий полученные при замерах, запитанных от данного трансформатора.

Результаты общесистемных замеров по данным за 2009-2012 годы приведены в таблицах.

Таблица 1.- Максимальные нагрузки по Т-1 ТМН-6300/110 и Т-2 ТМН-6300/35 по результатам общесистемных замеров за 2010-2012г.

Присоединения	Летние нагрузки, А	Зимние нагрузки, А	Максимальная нагрузка, А
801	21	23,08	23,08
802	19	21,99	21,99
803	12	17,32	17,32
804	24	28,94	28,94
805	16	18,66	18,66
806	28	43,55	43,55
807	25	29,97	29,97
808	10	12,46	12,46
809	28	36,73	36,73
810	25	29,1	29,1
811	19	25,11	25,11
812	17	23,08	23,08
Итого по Т-1 и Т-2	387	413,1	413,1

Данные для расчетов принимаем по максимальным нагрузкам.

Определяем мощность нагрузки по формуле [21]

, (1)

где К_н.м. - коэффициент несовпадения максимумов нагрузки, принимаем=0,8 [6];

U - линейное напряжение, кВ;

I_мах - максимальный ток, А.

Для Т-1: (кВ·А). (3875.16)

Определяем активную мощность по формуле:

, (2)

где cosц - коэффициент мощности.

По результатам общесистемных замеров для ПС «КСМ» cosц можно принять =0,95.

Для Т-1: (кВт).

Определяем реактивную мощность по формуле:

. (3)

Для Т-1: (кВар). (1201.3)

Определяем коэффициент загрузки для трансформаторов

, (4)

Для Т-1: .

Результаты расчетов коэффициентов загрузки в послеаварийном режиме сводим в таблицу 2.

Под послеаварийным режимом в данном случае, понимается несение суммарной нагрузки одним трансформатором.

Таблица 2 - Данные расчета коэффициента загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах:

	Sн.т., кВа	Sн.г., кВа	P, кВт	Q, кВар	Коэффициент загрузки
					Нормальный режим	Послеаварийный режим
Т-1	6300	5722,7	5436,6	1774,04	0,91	0,91

В данной главе был произведен расчет электрических нагрузок подстанции, по результатам ежегодных замеров тока для каждой линии, определены коэффициенты загрузки трансформаторов, которые определяют, что мощности трансформаторов Т-1 и Т-2,одинаковы и при выводе одного из строя, будет достаточно для обеспечения электроснабжения потребителей. Но в перспективе предприятие КСМ будет наращивать свои мощности. Поэтому необходимо рассмотреть вариант замены трансформатора на более мощный.

1.2 Обоснование необходимости реконструкции

трансформаторный подстанция ток электрический

Подстанция «КСМ» введена в эксплуатацию в 1980 году. В настоящее время состояние основного энергетического оборудования, охарактеризованного в пункте 1.2, оценивается следующим образом:

- силовые трансформаторы введены в эксплуатацию в 1980 году:

Т-1 мощностью 6,3 МВА 1973 года выпуска;

Т-2 мощностью 6,3 МВА 1973 года выпуска;

- разъединители типа РНДЗ-110кВ установлены в 1980 году:

- трансформаторы тока и напряжения введены в эксплуатацию в 1984 г.

-масляные выключатели типа ВМП-10кВ, ВПП-10 введены в эксплуатацию в 1980-1982 г.

Во время проведения капитальных и текущих ремонтов на подстанции своевременно производилось обслуживание металлических конструкций, что позволило их сохранить в хорошем техническом состоянии.

В пункте 2.1 «расчет электрических нагрузок подстанции» было установлено, что мощности трансформатора Т-1и Т-2 в 6,3 МВА достаточно для обеспечения электроснабжения потребителей в послеаварийном режиме после вывода одного из трансформаторов на данный момент.

РУ-10 кВ укомплектовано КРУНами различных годов изготовления и разных типов. 1с-10 кВ укомплектована ячейками К-37, К-VIУ, К-IХ. 2с-10 кВ укомплектована ячейками К-37, К-IХ. КРУНы на территории подстанции расположены на участке бывшей заболоченной местности. Вследствие чего, со временем бетонное основание в некоторых местах подверглось деформации, металлические швеллера, на которых непосредственно установлены ячейки КРУНов, также подверглись деформации, что привело к перекосу ячеек. Для того чтобы выполнить оперативные переключения, при выкатывании и вкатывании выключателя, не раз приходится сталкиваться с проблемой как «перекос» - для чего необходимо прилагать очень значительные усилия. При выкатывании тележки масляного выключателя в ремонтное положение, выключатель подвергается воздействию атмосферных осадков и окружающей среды, что неблагоприятно влияет на дальнейшую эксплуатацию оборудования (увлажнение изоляции, коррозия металлических частей). Также привода масляных выключателей в процессе эксплуатации имеют место «зависания» в промежуточном положении (между вкл. и выкл.), что приводит к повреждению масляных выключателей с последующим возгоранием их в ячейке. Аналогичный случай произошел в 1992 году на присоединении №806 10 кВ.

Данное оборудование снято с производства, отсутствуют запасные части для ремонта. Оборудование 100% с амортизировано, морально и физически изношено и устарело.

Трансформаторы 110/10 кВ и 35/10 со стороны 110 кВ и 35 кВ подключены через отделители и короткозамыкатели.

Для компенсации емкостных токов замыкания на землю в сети 10 кВ на шинах 10 кВ подстанции в настоящее время установлено два дугогасящих реактора типа РЗДСОМ мощностью 190 кВА каждый с пределами регулирования 25ч12,5 А.

Расчетный ток замыкания на землю на подстанции составляет 20,3 А на 1-й секции шин, 16,8 А - на 2-й секции. Анализ роста емкостных токов замыкания на землю показывает, что замена существующих заземляющих реакторов на реакторы большей мощности не требуется.

Таблица 3 - Характеристика КРУН 10 кВ отходящих линий подстанции «КСМ».

№ п/п	Присоединение 10 кВ	Тип яч-ки КРУН	Ном. ток шкафа,А	Марка выключ.	Год ввода в экспл.	Срок амортизации до списания, лет.	Фактич.срок амортизации, %
I-я секция шин РУ-10 кВ
1	801	К-37	630	ВПП-10	1973	25	144
2	802	К-37	630	ВПП-10	1973	25	144
3	803	К-37	630	ВПП-10	1973	25	144
4	804	К-37	630	ВПП-10	1973	25	144
5	805	К-VIУ	630	ВМП-10К	1982	25	108
6	806	К-IX	630	ВМП-10К	1982	25	108
II-я секция шин РУ-10 кВ
1 807 К-37 630 ВПП-10 1973 25 144 2 808 К-37 630 ВПП-10 1973 25 144 3 809 К-37 630 ВПП-10 1973 25 144 4 810 К-IX 630 ВМП-10К 1976 25 132 5 811 К-37 630 ВПП-10 1973 25 144 6 812 К-37 630 ВПП-10 1973 25 144

Подводя итог выше сказанному, можно сказать, что данное состояние подстанции не позволяет обеспечить должный уровень надежности электроснабжения потребителей электроэнергии, что является основанием для разработки проекта реконструкции подстанции «КСМ».

1.3 Выбор мощности и конструкции трансформаторной подстанции

1.3.1 Выбор мощности и числа трансформаторов подстанции

Мощность и число трансформаторов понижающих подстанций выбирают по расчетной мощности на шинах низшего напряжения с учетом перегрузочной способности трансформаторов и требований по обеспечению необходимой степени надежности электроснабжения потребителей. На подстанциях устанавливают один или два трансформатора.

На двух трансформаторных подстанциях рекомендуется устанавливать трансформаторы одинаковой мощности, причем мощность каждого из них должна составлять 65-70 % мощности подстанции на конец расчетного периода. Как правило, на районных трансформаторных подстанциях устанавливают трансформаторы типа с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой (РПН), так как при действующих нормах отклонений напряжения ±5 %.

Для определения максимальных и минимальных нагрузок трансформаторов 2 раза в год (декабрь, июнь) проводят общесистемные замеры. Для уточнения оптимального режима работы силовых трансформаторов на ПС в течение суток каждые полчаса регистрируют величину токов по каждой линии 10 кВ. По окончании замеров определяется максимальные и минимальные значения тока для каждой из линий.

Для определения нагрузки трансформаторов суммируются максимальные значения токов каждой из линий полученные при замерах, запитанных от данного трансформатора. По результатам проведенных замеров за период 2010-2012 годы количество и мощность трансформаторов остается прежним.

Расчётная мощность трансформаторов определяется по формуле: [21]

(1.5)

где S_расч - расчётная мощность трансформатора, кВ·А;

S_нб. - наибольшая мощность, протекаемая по трансформатору при наихудшем режиме, кВ·А;

n - количество трансформаторов на подстанции;

К_ав - аварийный коэффициент загрузки трансформатора.

Выбор установленной мощности трансформаторов на подстанции проверяется по условиям их работы в нормальном и послеаварийном режимах.

Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме определяется из условия:

, (1.6)

где S_т - номинальная мощность трансформатора, кВ·А.

Тогда в послеаварийном режиме, исходя из допустимой перегрузки в 40%, коэффициент загрузки должен удовлетворять условию:

, (1.7)

Определим расчётную мощность трансформаторов по формуле (2.5):

кВ·А.

Данное значение округляем до ближайшего большего значения и

выберем трансформатор с номинальной мощностью 6300 кВ·А.

Коэффициент загрузки в нормальном режиме составляет:

, что удовлетворяет условию (2.6).

Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме составляет:

, что удовлетворяет условию (2.7).

Мощность трансформаторов Т-1 и Т-2 не оставляем прежней, это связано с тем, что на «КСМ» планируется запуск новых линий к 2015 году. Планируется застройка небольшого микрорайона.

Число силовых трансформаторов тоже остаётся прежним Т-1, Т-2.

1.3.2 Выбор главной схемы электрических соединений подстанции

При выборе главной схемы электрических соединений подстанции необходимо учитывать ее расчетную мощность, категории потребителей электроэнергии, расположение подстанции в системе и схему её питание. Подстанция должна обеспечивать требуемую степень надежности электроснабжения потребителей, учитывать резервных источники питания, возможность при необходимости установки трансформатора большей мощности или второго трансформатора без значительных работ по реконструкции и перерывов питания потребителей, возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ без отключения соседних присоединений и быть по возможности наиболее простой и экономичной.

На данной подстанции по стороне 110 кВ принята схема блок (линия-трансформатор) с выключателям. По стороне 35 кВ тоже самое.

Для отходящих линий 10 кВ предусматривается КРУН-10 кВ со

схемой двух секционированная система шин 10 кВ.

Подводя итог данной главы можно сказать, что были рассмотрены вопросы по выбору мощности и числа трансформаторов подстанции, а также выбор схемы электрических соединений подстанции. При выборе главной схемы электрических соединений подстанции была принята схема на стороне 110 кВ и 35кВ блок (линия-трансформатор) с выключателям. На стороне 10 кВ принята схема «двух секционированная система шин 10 кВ», с одним секционным выключателем между секциями.

1.4 Расчет токов короткого замыкания

1.4.1 Составление схемы замещения и определение её параметров

Расчёт токов короткого замыкания производится для выбора и проверки электрического оборудования, а также уставок электрических аппаратов релейной защиты. При необходимости намечаются мероприятия по ограничению токов короткого замыкания.

Короткие замыкания возникают при нарушении изоляции электрических сетей по причине её старения или пробоя, обрывов проводов с падением на землю, механических повреждений изоляции кабельных линий, ударов молнии в линии электропередач, неправильных действий обслуживающего персонала.

Короткие замыкания, как правило, сопровождаются увеличением токов в повреждённых фазах до значений, превосходящих в несколько раз номинальные значения.

Протекание токов КЗ приводит к увеличению потерь электроэнергии в проводниках и контактах, что вызывает их нагрев. Нагрев может ускорить и разрушение изоляции, вызвать сваривание и выгорание контактов и т.д. Поэтому проводники и аппараты должны проверяться на термическую стойкость.

Протекание токов КЗ сопровождается также значительными электродинамическими усилиями между проводниками, под действием этих усилий изоляция и токоведущие части могут быть разрушены. Поэтому электрическое оборудование должно проверяться на электродинамическую стойкость.

В настоящее время при расчёте токов короткого замыкания используют ПЭВМ. Разработаны специальные комплексы программ, позволяющие оперативно и точно определить необходимые величины, вывести результат в виде таблиц и расчётных схем. Научно-исследовательским институтом энергетических систем и электрических сетей «Энергосетьпроект» был разработан комплекс программ для расчёта электрических величин при повреждениях и расчёта уставок релейной защиты ТКЗ-3000.

Комплекс позволяет рассчитывать электрические величины в трёхфазной симметричной сети любого напряжения, при однократной продольной или поперечной не симметрии и установки защит от замыкания на землю.

Ввод сетевой информации осуществляется по трём последовательностям: прямой, обратной и нулевой. Ввод прямой и обратной последовательности совмещён в одной таблице. Параметры обратной последовательности задаются только для тех ветвей, которые имеют различные сопротивления в схемах прямой и обратной последовательностей.

Для прямой и обратной последовательностей предусмотрены следующие типы ветвей:

0 - простая ветвь;

1 - ветвь с нулевым сопротивлением;

3 - трансформаторная ветвь;

4 - генераторная ветвь;

5 - п-образная схема замещения ветви с емкостной проводимостью.

Для ветвей всех типов обязательно задаются начальный и конечный узлы. Для ветвей всех типов, кроме «1», подлежат заданию продольные активное и (или) реактивное сопротивления. Для ветвей типа «4» необходимо задать дополнительно ЭДС, типа «3» - коэффициент трансформации, типа «5» - емкостную проводимость. Любой ветви, кроме генераторной, может быть присвоен номер элемента (линии, трансформатора), у всех ветвей, принадлежащих одному и тому же элементу, номер должен быть одинаков.

В нулевой последовательности могут быть указаны типы «0», «1», «3» и «5».

Далее расчёт можно выполнять двумя методами: расчёт токов короткого замыкания по месту повреждения и вариантный расчёт повреждений, основанный на методе Гаусса с оптимизацией стратегии устранения узлов.

Точки короткого замыкания намечают в таких местах системы, чтобы выбираемые в последующих расчётах аппараты были поставлены в наиболее тяжёлые условия. Наиболее практичными точками являются сборные шины всех напряжений.

В схему замещения элементы сети (система, трансформатор, линия) входят своими индуктивными сопротивлениями. Особенность составления схемы замещения: как правило, силовые трансформаторы на понижающих подстанциях работают на шины низкого напряжения раздельно.

Это принято для снижения уровней токов короткого замыкания в электрической сети. Схема замещения представлена на рисунке 1.



Рисунок 1- Схема замещения для расчета токов короткого замыкания

Намечаем точки короткого замыкания: К1, К2, К5, К6 - на шинах высокого напряжения подстанции 110 кВ; К3, К7 - на шинах низкого напряжения 10 кВ.

Токи короткого замыкания определяются по выражению: [21]

, (8)

где E_c - ЭДС системы, кВ;

X_к - эквивалентное сопротивление, Ом.

Ударный ток определяется по формуле:

, (9)

где k_у - ударный коэффициент.

Если система удалена от точки короткого замыкания или её мощность велика по сравнению с другими источниками, то система вводится в расчёт источником ЭДС бесконечной мощности с параметрами:

, (10)

Если короткое замыкание рассматривается вблизи от шин системы или её мощность соизмерима с мощностями других генераторов, то система вводится в расчёт источником ЭДС конечной мощности: . Сопротивление замыкания S_кс:

; (11)

. (12)

Сопротивление трансформаторов определяем по выражению:

(13)

где U_k - напряжение короткого замыкания, %;

U_н - номинальное напряжение высшей обмотки трансформатора, кВ;

S_н.т - номинальная мощность трансформатора, МВ·А.

Сопротивление линии определяем по выражению:

, (14)

где X₀ - удельное сопротивление 1 км линии, Ом/км;

L - длина линии, км.

1.4.2 Результаты расчёта токов короткого замыкания

Используя комплекс программ ТКЗ-3000, были получены значения токов короткого замыкания. Исходные данные и расчёт представлены в приложении. Результаты расчёта токов короткого замыкания приведём в таблицах 2.4 и 2.5.

Таблица 4 Результаты расчёта токов короткого замыкания электрической подстанции «КСМ» в максимальном режиме

Параметр	Точка короткого замыкания
	К1	К2	К3	К5	К6	К7
Iк, кА	8,535	7,424	2,037	7,754	6,840	2,033
kу	1,72	1,72	1,37	1,72	1,72	1,37
iу, кА	20,76	18,06	3,95	18,86	16,64	3,94

Таблица 5 Результаты расчёта токов короткого замыкания электрической подстанции «КСМ» в минимальном режиме

Параметр	Точка короткого замыкания
	К1	К2	К3	К5	К6	К7
Iк, кА	6,609	5,919	2,024	6,281	5,661	2,022
kу	1,72	1,72	1,37	1,72	1,72	1,37
iу, кА	16,08	14,40	3,92	15,28	13,77	3,92

Проводя итог данной главы можно сказать, что были рассмотрены вопросы по выбору точек короткого замыкания на линиях высокого и низкого напряжения подстанции, а также проведен расчет токов короткого замыкания в максимальном и минемальном режиме.

Таблица 6 Результаты расчёта токов короткого замыкания для отходящих линий.

Линия	Точка короткого замыкания
	MAX режим	MIN режим
801	1185	1181
802	1111	1107
803	1715	1706
804	1248	1243
805	1776	1766
806	1229	1225
807	1345	1340
808	1948	1937
809	1111	1108
810	1181	1178
811	1280	1276
812	1379	1374

По токам короткого замыкания в максимальном режиме будет проверяться электрическое оборудование на электродинамическую стойкость. При расчёте уставок релейной защиты и автоматики будут использоваться токи как максимального, так и минимального режимов.

Анализ токов короткого замыкания показал, что на стороне 10 кВ установка токоограничивающих реакторов не требуется, так как рассчитанные токи не превышают ток отключения выключателя - 16 кА.

1.5 Расчет и выбор основного оборудования подстанции

В настоящее время при проектировании любого электротехнического оборудования в качестве изоляции применяются различные среды, характеризующиеся индивидуальными изоляционными, охлаждающими и дугогасительными качествами. Наиболее распространёнными являются масло и воздух. Газы, по сравнению с маслом и твёрдыми изоляционными материалами, имеют определённые преимущества, главные из которых - практически отсутствие диэлектрических потерь, независимость в однородном поле электрической прочности от частоты, и малая загрязнённость под действием дуги и короны. Единственным газом, наиболее полно удовлетворяющим поставленным требованиям, и повсеместно использующимся в энергетике, является элегаз.

Основные преимущества элегазовых выключателей заключаются в высокой заводской готовности, позволяющей обеспечить простой и быстрый монтаж, увеличенном сроке службы (30-50 лет) и межремонтного периода (20 лет), высокой отключающей способности, высоком механическом и коммутационном ресурсе, отключении емкостных токов без повторных пробоев, взрывопожаробезопасности.

1.5.1 Выбор выключателей

Параметры для выбора выключателей. [21]

1. По напряжению электроустановки:

. (1.15)

2. По рабочему току:

(16)

(17)

где U_ном, I_ном - паспортные (каталожные) параметры выключения.

3. Проверка возможности отключения токов короткого замыкания:

 (18)

(19)

, (20)

где i_аном - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ф, кА;

в_ном - номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе;

i_аф - ток апериодической составляющей в момент расхождения дугогасительных контактов ф, кА;

t_3min - минимальное время действия релейной защиты, принимаем равным 0,01 с;

t_с.в. - собственное время отключения выключателя, с;

Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с; определяется по.

4. Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по следующим формулам:

(21)

(22)

где I_ПО и i_уд - расчетные значения периодической составляющей тока КЗ и ударного тока в цепи, для которой выбирается выключатель, кА;

I_ПРС и i_прс - действующее и амплитудное значение предельного и сквозного тока КЗ (каталожные данные выключателя), кА.

5. На термическую стойкость выключатель проверяют по условию:

 (23)

(24)

(25)

где В_к - расчетное значение теплового импульса, кА²·с;

I_t - термический ток предельной стойкости (каталожные данные), кА;

t_t - допустимое время действия термического тока предельной стойкости (каталожные данные), с;

t_откл - время отключения КЗ, с;

t_р.з. - время действия релейной защиты, с;

t_в - полное время отключения выключателя (каталожные данные), с.

Расчетным видом КЗ для проверки на электродинамическую стойкость является трехфазное КЗ.

Определяем максимальный ток для выключателей со стороны 110 кВ с учетом послеаварийной загрузки трансформатора:

(А). (26)

Выбираем выключатель типа LTB D/110 относящейся к электрическим коммутационным аппаратам высокого напряжения, в которых дугогасительной и изоляционной средой является шестифтористая сера (SF₆), называемая также элегазом, в чистом состоянии представляет собой бесцветный, не имеющий запаха и вкуса, не ядовитый и не горючий газ, инертный, как азот. Элегаз безопасен в обращении при условии, что вдыхаемый воздух содержит достаточное количество кислорода. Элегаз не опасен для окружающей среды.

Паспортные данные:

U_ном=110 кВ; U_{наиб.раб}=126 кВ; I_ном=1000;

I_{ном.откл.}=40 кА; i_а.ном= 20,8 кА; I_пр.с.=40 кА;

i_пр.с.=102 кА; I_t=40 кА; t_с.в.=0,02 с;

Т_а=0,02 с.

Отсюда:

(с),

(кА),

(кА),

1,26 (кА) < 28,284 (кА).

Возможность отключения токов короткого замыкания выполняется.

Проверка на динамическую стойкость. Расчетные данные:

I_ПО=8,53 кА, i_уд=18,06 кА,

8,53 кА < 40 кА,

18,06 кА < 102 кА.

Следовательно, условие выполняется.

Проверка на термическую стойкость:

I_t=40 кА - паспортные данные;

t_t=3 c - паспортные данные;

t_в=0,04 c - паспортные данные.

Отсюда:

(с),

(кА²·с),

(кА²·с),

77,18 кА²·с < 4800 кА²·с.

Следовательно, условие выполняется.

Окончательно принимаем выключатель типа LTB D/110.

Результаты расчетов по выбору выключателей на стороне (ВН) 110кВ ввода трансформатора приведены в таблице 7

Таблица 7. Результаты расчетов по выбору выключателей по стороне высокого напряжения 110 кВ.

Расчетные параметры сети	Паспортные данные выключателя	Условия выбора
Uуст=110 кВ	Uном=110 кВ	Uуст ? Uном
Iмах=18,25 А	Iном=1000 А	Iмах? Iном
IПО=8,53 кА	Iном.откл.=40 кА	IПО? Iном.откл
1,26 кА	iа.ном= 20,8 кА
IПО=8,53 кА	Iпр.с.=40 кА	IПО? Iпр.с
iуд=18,06 кА	iпр.с.=102 кА	iуд? iпр.с
77,18 кА2·с	кА2·с

Для трансформатора Т-2 расчеты аналогичны. Результаты расчётов сводим в таблицу 2.8

Таблица 8 Выбор выключателей на стороне 35 кВ

Расчетные параметры сети	Каталожные данные выключателя	Условия выбора
Uуст = 35 кВ	Uном = 35 кВ	Uуст < Uном
Iраб = 51 А	Iном = 630 А	Iраб < Iном
Ino = 1,07 кА	Iоткл = 12,5 кА	Ino < Iоткл
iу = 2,6 кА	Iдин = 32 кА	iу < Iдин
ВK=1,83 кА2.с	В= 1200 кА2.с	ВK В=I
Выбран выключатель типа: ВЭБ-35-12,5/630-УХЛ1

Выбор выключателей на стороне 10 кВ аналогичен выбору выключателей на стороне 110 кВ, поэтому результаты расчётов приведём в таблице 9.

Таблица 9 Выбор выключателей на стороне 10 Кв:

Расчетные параметры сети	Каталожные данные выключателя	Условия выбора
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ	Uуст < Uном
Iраб = 179 А	Iном = 630 кА	Iраб < Iном
Ino = 4,7 кА	Iоткл = 20 кА	Ino < Iоткл
iу = 12,52 кА	Iдин = 52 кА	Iу < Iдин
ВK = 35,2 кА2.с	В = 1200 кА2.с	ВK В
Выбран выключатель типа: BB/TEL-10-12,5/1000-У2-41

Выбираем вакуумные выключатели типа BB/TEL-10 производства отделения вакуумных выключателей промышленной группы «Таврида электрик» для проектных, монтажных и эксплуатационных организаций.

Выбираем камеры внутренней установки ВВ/TЕL с вакуумным выключателем на ток отключения 20 кА.

Камера разработана для замены морально устаревшего и физически изношенного оборудования, а также для замены камер КСО - 272, КСО - 285 и комплектации вновь строящихся объектов. Камера имеет одностороннее обслуживание. Выкатной элемент камеры ВВ/ТЕL может занимать три положения: два фиксированных (рабочее и испытательное) и третье положение - ремонтное, при котором тележка выкачена из камеры, двери закрыты и заперты на замок. Камера выпускается в модификации: камера отходящей линии с возможностью подключения кабеля 10 кВ.

1.5.2 Выбор разъединителей

Параметры для выбора разъединителей:

по номинальному напряжению U_ном,

, (27)

по номинальному длительному току I_ном,

(28)

. (29)

В режиме КЗ на термическую стойкость по условию:

, (30)

, (31)

. (32)

Проверка на электродинамическую стойкость.

, (33)

. (34)

Для установки принимаем разъединители типа РПД-2-110/1000/2500УХЛ1 двухколонковые разъединители поворотного типа наружной установки. Каждый полюс может быть оборудован одним (РПД) или двумя (РПД-2) заземляющими ножами с тем же самым номинальным кратковременным током, что и разъединитель.

Результаты расчетов по выбору разъединителя по стороне 110 кВ приведены в таблице 10.

Таблица 10. Результаты расчетов выбора разъединителей по стороне 110 кВ.

Расчетные параметры сети	Паспортные данные выключателя	Условия выбора
Uуст=110 кВ	Uном=126 кВ	Uуст ? Uном
Iмах=47,7 А	Iном=1000 А	Iмах? Iном
iуд= 10 кА	iпр.с.=50 кА	iуд? iпр.с
16,96 кА2·с	кА2·с

Таблица 11. Результаты выбора разъединителей на стороне 35 кВ

Расчетные параметры сети	Каталожные данные разъединителя	Условия выбора
Uуст = 35 кВ	Uном = 35 кВ	Uуст < Uном
Iраб = 51 А	Iном = 1000 А	Iраб < Iном
ВK= 6,1, кА2.с	В= 1200 кА2.с	ВK В=I
iу = 2,6 кА	Iмах = 25 кА	iу < Iмах
Выбираем разъединитель типа: РПД-2-35/1000

1.5.3 Замена разрядников на ограничители перенапряжения

В настоящее время на ПС и ВЛ производят замену разрядников на ограничители перенапряжения (ОПН), это обусловлено тем, что порог срабатывания ОПН значительно ниже чем у разрядников в 2 раза. В связи с этим ОПН ограничивает не только внешние но и внутренние перенапряжения. Изоляция ОПН полимерная, а у разрядников фарфоровая.

При выборе ОПН необходимо решать следующие основные задачи:

- ОПН должен ограничить коммутационные и грозовые перенапряжения до значений, при которых обеспечивается надежная работа изоляции защищаемых электроустановок;

- ОПН должен надежно работать, не теряя своей термической устойчивости, при непрерывном воздействии наибольших рабочих напряжений сети;

- ОПН должен надежно работать, не теряя своей термической

устойчивости, при воздействии квазистационарных перенапряжений в рабочих и аварийных режимах;

- ОПН должен быть взрывобезопасен при протекании токов КЗ в результате внутренних повреждений;

- ОПН должен соответствовать механическим и климатическим условиям эксплуатации.

Ограничитель перенапряжения будем выбирать по наибольшему рабочему напряжению сети. Для напряжения 110 кВ наибольшее рабочее напряжение сети 126 кВ. Выбираем ограничитель перенапряжения типа ОПН/ТЕL-110/78, ОПН/ТЕL-35/78.

ОПН установим на места, где ранее были установлены вентильные разрядники. ОПН выбирают по номинальному напряжению сети. Поскольку требуется ОПН внешней установки, то выберем ОПН-Р/TEL-10/11,5-УХЛ1.

1.5.4 Выбор трансформаторов тока и напряжения

Трансформаторы тока выбираются из следующих условий:

· По номинальному напряжению:

; (35)

· по номинальному току первичной цепи:

; (36)

· по номинальной мощности вторичной цепи:

(37)

, (38)

где УS_приб - полная мощность приборов, подключенных к трансформатору тока, В·А; r_пров - активное сопротивление соединительных проводов, Ом; r_к - активное сопротивление контактов (принимаем для всей цепи равным 0,1 Ом).

Проверяем трансформаторы тока на динамическую устойчивость:

, (39)

и термическую устойчивость:

, (40)

где К_дин - кратности динамической устойчивости;

К_t=I_к - кратность односекундной термической устойчивости.

Токи в нормальном и максимальном режимах для трансформатора тока, встроенного в силовой трансформатор Т1, равны:

А;

А.

По условиям (6.21), (6.22) выбираем трансформаторы тока типа ТВТ-110-I:

– номинальное напряжение ввода трансформатора - U_ном=110 кВ;

– номинальный первичный ток - I_{1 ном}=200 А;

– номинальный вторичный ток - I_{2 ном}=5 А;

– номинальный коэффициент трансформации - 200/5;

– Ом;

– номинальная предельная кратность - k_эд=20;

– кратность термической стойкости - k_т=25;

– время термической стойкости - t_т=3 с.

Проверим трансформаторы тока на электродинамическую стойкость по условию (2.40):

- условие выполняется.

Проверим трансформаторы тока на термическую стойкость:

кА²•с;

кА²•с.

Условие (40) выполняется.

Остальные трансформаторы тока на напряжение 10-35-110 кВ выбираются аналогично. Результаты выбора представлены в табл. 12

Таблица 12- Расчет нагрузки на трансформаторы тока.

Место установки ТТ	Тип ТТ	Кт.т.	S пр	1 пр	R пр	Zр1	Zр2	R к	Z н	Р=I2*Zн	Красч Iкз Iн. тт
			мм2	м	Ом	Ом	Ом	Ом	Ом	ВА
Сторона 110 кВ	ТФМ-110Б	300/5	4	120	0,78	0,2	0,2	0,1	3,6	91	1,78
Сторона 35 кВ	ТВТ-35	300/5	4	120	0,78	0,1		0,1	1,35	29	5,3
Сторона 10кВ	ТПЛ-10	800/5	4	50	0,32	0,1		0,1	0,84	21	4,3

номинальная вторичная нагрузка в классе точности 10 - z_{2 ном}=0,8

Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:

– по напряжению установки, согласно условию (2.35);

– по конструкции и схеме соединения обмоток;

– по классу точности;

– по вторичной нагрузке:

, (41)

где - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к трансформатору напряжения, В·А;

S_ном - номинальная мощность в выбранном классе точности. Для однофазных трансформаторов, соединённых в звезду, следует взять суммарную мощность всех трёх фаз, а для трансформаторов, соединённых по схеме открытого треугольника, - удвоенную мощность одного трансформатора.

Для упрощения расчётов нагрузку приборов можно не разделять по фазам, тогда:

, (42)

где ?S_приб - полная суммарная мощность всех приборов, подключённых ко вторичной обмотке трансформатора напряжения;

cosц_приб, sinц_приб -коэффициенты активной и реактивной мощности соответственно для приборов, подключённых к трансформатору напряжения;

P_приб, Q_приб - суммарная активная и реактивная мощности соответственно для приборов, подключённых к трансформатору напряжения.

При определении вторичной нагрузки сопротивление соединительных проводов не учитывают, так как оно мало. Обычно сечения проводов принимают из условия механической прочности равными 1,5 мм² и 2,5 мм² соответственно для медных и алюминиевых проводов.

Выберем трансформаторы напряжения на стороне 10 кВ.

Подсчёт нагрузки основной обмотки приведён в табл. 13.

Таблица 13 Вторичная нагрузка одного трансформатора напряжения 10 кВ

Прибор	Мощность одной катушки, В·А	Число катушек	cosц	sinц	Число приборов	Общая потребляемая мощность
						Р, Вт	Q, вар
Вольтметр Э-378	2	1	1	0	1	2	-
Вольтметр Н-343	10	1	1	0	1	10	-
Ваттметр Д-335	1	3	1	0	1	3	-
Варметр Д-335	1	3	1	0	1	3	-
Счётчик электронный СС-301-5.1	1,5	3	0,38	0,925	11	4,5	1,7
Устройства РЗА	-	-	-	-	-	90
Итого	-	-	-	-	-	110	1,7

Вторичная нагрузка определяется по выражению (42):

В·А.

Выбираем трансформатор напряжения марки НАМИТ-10,.

-номинальное напряжение обмоток - первичной - 10000 В,

- основной вторичной - 100 В,

- дополнительной вторичной - 100/3 В;

-номинальная мощность в классе точности 3 - S_ном=500 В·А;

-конструктивное исполнение - трёхобмоточный трансформатор.

Проверим трансформатор напряжения по вторичной нагрузке:

- условие (42) выполняется, трансформатор напряжения будет работать в выбранном классе точности.

1.5.5 Выбор трансформаторов собственных нужд

Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов. На трансформаторных подстанциях 35-750 кВ устанавливаются два ТСН, мощность которых выбирается в соответствии с нагрузкой, с учетом допустимой перегрузки при выполнении ремонтных работ или отказа одного из трансформаторов.

Состав потребителей собственных нужд приведен в таблице 2.14

Таблица 14. Собственные нужды подстанции.

Собственные нужды подстанции	Установленная мощность, кВт			Перегрузка
1) Подогрев выключателей и приводов (на три полюса)	2	1,8	3,6	1	0	3,6	0
2) Подогрев шкафов КРУН-10	12	1	12	1	0	12	0
3)Подогрев приводов разъединителей	4	0,6	2,4	1	0	2,4
4) Отопление, освещение, вентиляция:
- КРУН-10 кВ	12	0,2	2,4	1	0	2,4	0
-ОПУ	1	30	30	1	0	30	0
5) Освещение ОРУ-110 кВ	1	8	8	1	0	8	0
Итого						58,4	0

Вторичная нагрузка трансформатора одного ТСН

, (43)

где - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки, принимаем =0,85;

По формуле (6.19) рассчитаем : .

При наличии двух ТСН аварийная перегрузка одного из них возможна 40 %, следовательно расчетная мощность трансформатора собственных нужд:

. (44)

Выбираем два трансформатора типа ТМГ 40/10.

В данной главе была произведена замена существующего ОРУ 110 кВ (схема с отделителями) на схему с элегазовыми выключателями. А также замена основного оборудования подстанции «КСМ».

- выключатели на стороне 110 кВ типа LTB D/110;

- выключатели на стороне 35 кВ типа: ВЭБ-35-12,5/630-УХЛ1;

-выключатели на стороне 10 кВ типа ВВ/TEL-10-20/1000 и на отходящих линиях 10 кВ типа ВВ/TEL-10-12,5/630 фирмы «Таврида электрик»;

-разъединители 110 кВ (РПД-2-110/2500УХЛ1);

- защита от перенапряжения в виде, ОПН/TEL-110/78, ОПН/ТЕL-35/78 ОПН-Р/TEL-10/11,5-УХЛ-1;

-трансформаторы тока 110 кВ типа ТМФ-110Б, ТВТ, ТЛП-10;

-трансформаторы напряжения на стороне 10 кВ типа НАМИТ-10;

-трансформаторы собственных нужд типа ТМГ 40/10.

Размещено на Allbest.ru