Реконструкция двухтрансформаторной подстанции напряжением 35/10,5 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• 1. Обоснование реконструкции подстанции
• 1.1 Краткая характеристика существующей подстанции "Маега" 35/10 кВ
• 1.2 Обоснование реконструкции подстанции
• 2. Расчет силовых и осветительных нагрузок
• 2.1 Исследование фактических режимов работы электрической сети
• 2.2 Параметры нагрузок подстанции
• 2.3 Определение расчетной мощности подстанции
• 3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
• 3.1 Выбор трансформаторов 35/10,5 кВ ПС "Маега" по расчетным данным
• 4. Расчет токов короткого замыкания
• 4.1 Исходные данные
• 4.2 Расчет токов короткого замыкания в максимальном режиме работы
• 4.3 Расчет токов короткого замыкания в минимальном режиме работы
• 5. Выбор и проверка коммутационно-защитной аппаратуры на стороне 35 кВ
• 5.1 Выбор выключателей и разъединителей
• 5.2 Выбор и проверка трансформаторов тока 35 кВ
• 5.3 Выбор ограничителей перенапряжения
• 5.4 Выбор шин
• 5.5 Выбор трансформаторов напряжения
• 6. Выбор и проверка коммутационно-защитной аппаратуры на стороне 10 кВ
• 6.1 Выбор выключателей 10 кВ
• 6.2 Выбор и проверка трансформаторов тока 10 кВ
• 6.3 Выбор ограничителей перенапряжения
• 6.4 Выбор гибких шин и токопроводов
• 6.5 Выбор трансформаторов напряжения
• 7. Расчёт собственных нужд подстанции 35/10 Маега
• 7.1 Расчет освещения
• 7.2 Определение силовой нагрузки
• 7.3 Выбор трансформаторов собственных нужд
• 7.4 Выбор системы оперативного тока
• 7.5 Выбор панелей собственных нужд
• 7.6 Выбор жил кабелей
• 7.7 Расчет токов короткого замыкания
• 7.8 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры
• 8. Выбор и расчет устройств релейной защиты и автоматики
• 8.1 Расчёт релейной защиты силовых трансформаторов 35/10 кВ
• 8.1.1 Расчёт дифференциальной защиты трансформаторов
• 8.1.2 Расчёт защиты уставок трансформаторов
• 8.1.3 Газовая защита
• 8.2 Расчёт автоматического включения резерва 10 кВ (АВР-10 кВ)
• 8.3 Расчёт релейной защиты линий 10 кВ
• 8.3.1 Селективная токовая отсечка без выдержки времени
• 8.3.2 Максимальная токовая защита
• 8.4 Защита ввода 10 кВ и секционного выключателя
• 8.4.1 Токовая отсечка
• 8.4.2 Максимальная токовая защита
• 8.5 Защита трансформаторов собственных нужд 10/0,4 кВ
• 9. Экономическая часть
• 9.1 Оценка стоимости работ по реконструкции подстанции
• 9.2 Оценка целесообразности реконструкции
• Заключение
• Список использованных источников
• Приложение А. Расчёт коэффициента загрузки трансформаторов сельхоз района с ПС "Маега"
• Приложение Б. Исходные данные по линиям 10 кВ, отходящим от ПС 35/10 кВ "Маега"
• Приложение В. Паспортные данные и расчетные величины трансформаторов тока 35 кВ ПС "Маега"
• Приложение Г. Паспортные данные и расчетные величины трансформаторов тока 10 кВ ПС "Маега"
• Приложение Д. Выбор кабелей, питающих электроприемники собственных нужд подстанции 35/10 кВ "Маега"
• Приложение Е. Расчетная схема собственных нужд подстанции 35/10 кВ "Маега"
• Приложение Ж. Схема замещения собственных нужд подстанции 35/10 кВ "Маега"
• Приложение И. Схема замещения подстанции 35/10 кВ "Маега"
• Приложение К. Параметры схемы замещения элементов
• Приложение Л. Расчёт токов короткого замыкания
• Приложение М. Выбор автоматических выключателей собственных нужд подстанции 35/10 кВ "Маега"
• Приложение Н. Смета затрат на строительные работы

Введение

Прогресс в технике, конкурентоспособные технологии выдвигают новые требования к проектированию энергообъектов. Некоторые элементы существующих систем устарели физически. Кроме того, появились новые материалы и современное энергетическое оборудование более надежное и с большим ресурсом работы.

Энергоснабжающие организации постоянно проводят технические мероприятия по повышению надежности работы оборудования и уменьшению аварийности в направлениях: совершенствование схем электроснабжения (ЭС), сокращение протяженности линий распределительных сетей 0,4 кВ и 10 кВ, строительство ВЛ для резервирования подстанций.

При проектировании электроснабжения необходимо правильно принимать технические решения по электрическим схемам электрических соединений подстанций всех категорий.

Основой системы ЭС являются электрические сети напряжением 0,38-35 кВ, от которых снабжаются электроэнергией преимущественно сельскохозяйственные потребители, включая коммунально-бытовые, объекты мелиорации и водного хозяйства, а также предприятия и организации, предназначенные для бытового и культурного обслуживания населения.

Рациональное проектирование сетевых ПС всех типов и категорий и, в частности, рациональное и экономичное построение главных электрических схем, выбор параметров оборудования и аппаратуры, а также оптимальная их расстановка представляет собой сложную и ответственную задачу.

1. Обоснование реконструкции подстанции

1.1 Краткая характеристика существующей подстанции "Маега" 35/10 кВ

ПС "Маега" 35/10 кВ находится в 3 км к северу от Вологды. Существующая ПС 35/10 кВ "Маега" расположена в деревне Семёнково-2 Прилукского сельского поселения. ПС "Маега" 35/10 обслуживает территорию двух сельских поселений: Прилукское с/п и Семёнковское с/п. На территории Прилукского поселения расположены 26 населённых пунктов, в которых постоянно проживает 2344 человек. На территории Семёнковского поселения расположены 42 населённых пунктов, в которых постоянно проживает 6100 человек. Также в районе работает множество сельскохозяйственных комплексов и различных предприятий. Потребительские КТП составляют около половины от всех КТП в данных районах. ПС 35/10,5 кВ "Маега" двухтрансформаторная, так как питает потребители второй (20 %) и третьей категории (80 %). Питание ПС осуществляется по двум ВЛ-35 кВ "Западная" от ПС 110/35/6 кВ "Западная" и ВЛ-35 кВ "Фетинино" от ПС 110/35/10 кВ "Кубенское". Также имеется наличие кольцевой связи с ПС 35/10 кВ "Молочное" через ВЛ-10 кВ "Семёнково", и ВЛ-10 кВ "Никитино", с ПС 110/35/10 кВ "Сокол" через ВЛ-10 кВ "Фофанцево" и через ВЛ-10 кВ "Борисово", с ПС 35/10,5 кВ "Фетинино" через ВЛ-10 кВ "Дубровское-1".

Питание сельхозрайона от подстанции осуществляется по восьми отходящим ВЛ 10 кВ общей протяженностью 80,52 км.

1.2 Обоснование реконструкции подстанции

Оборудование ПС "Маега" имеет значительный физический износ, объект введен в эксплуатацию в 1976 году (срок эксплуатации превысил нормативный). Силовые трансформаторы эксплуатируются без замены: Т-1 с 1981 года, Т-2 с 1976 года. Амортизация оборудования составляет 100 %, технический износ 89 %, что создает угрозу жизни и здоровья обслуживающего персонала, а также снижает надежность и качество электроснабжения потребителей. Большая стоимость запасных частей к выключателям и разъединителям 35, 10 кВ, необходимых для поддержания силового оборудования в рабочем состоянии, приводит к нерациональному расходованию средств на ремонт и обслуживание данного оборудования. Вывод: требуется замена оборудования подстанции с истекшим нормативным сроком эксплуатации.

Установленная мощность существующих трансформаторов 2 х ТМ 4000 35/10. Максимальная нагрузка в 2017 году (3имний максимум 30.01.2017) составила 7,554 МВА при максимально допустимой по данному питающему центру 4,2 МВА (94,5 % от суммарной номинальной мощности).

Итого:

- загрузка ПС в нормальном режиме (загрузка трансформатора 70 %) - 67,4 %;

- загрузка ПС с учетом выданных ТУ заявителям по договорам технологического присоединения - 106 %;

- загрузка центра питания в аварийном режиме ((n-1)*1,05) - 195 %;

- загрузка центра питания в аварийном режиме с учетом выданных ТУ заявителям по договорам технологического присоединения - 283 %;

На основании этого в данный момент ПС "Маега" относится к так называемым "закрытым центрам питания", технологическое присоединение к которым со стороны филиала "Вологдаэнерго" приостановлено. Существующая установленная мощность силовых трансформаторов не позволяет удовлетворить возрастающий спрос на электроэнергию в промышленной и жилищно-коммунальной сфере. На прилегающих территориях, для которых объект является центром питания, наблюдается увеличение объемов строительства жилья и рост частного предпринимательства "Схемой перспективного развития сетей 35-110кВ" предусмотрено увеличение мощности силовых трансформаторов на 2х 10 МВА.

Действующие оборудование ПС "Маега" не даёт возможность применения автоматики регулирования напряжения, что в свою очередь создает прецеденты для жалоб потребителей на качество электрической энергии.

Конструктивное исполнение, состояние силового оборудования, а также устройств РЗиА и средств связи, не позволяет эффективно использовать системы АСУТП и АСКУЭ.

2. Расчет силовых и осветительных нагрузок

2.1 Исследование фактических режимов работы электрической сети

На рисунке (2.1) представлены суточные графики потребления мощности сельхоз районов с ПС 35/10,5 "Маега" в зимний и летний месяцы.

Рисунок 2.1 - Суточный график нагрузки сельхоз района с ПС 35/10,5 "Маега"

Из графиков мы видим разницу потреблений сельскохозяйственных районов, расположенных вблизи города и вдали от крупных населённых пунктов.

С помощью данных со счетчиков технического учета электрической энергии, установленных на ТП, находим коэффициент загрузки трансформаторов:

, (2.1)

где S_max - максимальная потребляемая мощность, кВА;

S_Т - номинальная мощность трансформатора, кВА;

t_мес - количество часов работы трансформатора за месяц, ч.

Расчёт коэффициента загрузки трансформаторов сельхоз района с ПС "Маега" приведён в приложении А.

Из приложения А видно, что трансформаторы недогружены. Поэтому относительные потери холостого хода составляют значительную величину.

2.2 Параметры нагрузок подстанции

Параметры нагрузок подстанции 35/10 кВ "Маега" приведены в приложении Б (таблица Б.2). По данным таблицы Б.2 определяем полную мощность:

, кВА. (2.1)

Для НН:

кВА.

2.3 Определение расчетной мощности подстанции

При определении расчетной мощности подстанции следует учесть мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН), которые присоединяются к сборным шинам НН, а также коэффициент перспективы роста нагрузок на 5-10 лет (К ₁₀ = 1,1).

Для обеспечения собственных нужд подстанции 35/10,5 кВ "Маега" предварительно выбираем мощность S_сн=2*63 кВ·А.

Полная расчётная мощность подстанции будет равна:

S_{расч п/ст} = (S_расч + S_СН)·К ₁₀, кВ·А; (2.3)

S_{расч.пс}=(12471+126) 1,1·=13944 кВ•А.

3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

3.1 Выбор трансформаторов 35/10,5 кВ ПС "Маега" по расчетным данным

Так как от подстанции питаются потребители II и III категорий надежности, то требуется установка не менее двух трансформаторов.

По формуле (3.1) найдём мощность трансформатора.

, МВ·А, (3.1)

где S_р - расчётная нагрузка ПС 35/10,5 кВ "Маега",

К_з - коэффициент загрузки трансформатора,

N - количество трансформаторов.

кВ·А.

Варианты трансформаторов, подходящих к установке на подстанции, представлены в таблице 3.1 [6].

Таблица 3.1 - Технические характеристики трансформаторов

Тип трансформатора	Sн, МВ·А	Uном, кВ	Pх, кВт	Uк, %	Pк, кВт	Цена, тыс. руб
		ВН	НН
ТМН-10000/35/10	10	36,75	10,5	14,5	7,5	65	8700
ТМН-16000/35/10	16	36,75	10,5	21	8	90	10200

Проверяем коэффициент загрузки трансформатора ТМН -10000/35/10.

.

Проверяем коэффициент загрузки трансформатора ТМН -16000/35/10.

.

Проверим перегрузочную способность трансформаторов в аварийном режиме по условию (3.2):

, (3.2)

где [4].

Первый вариант: 1,4 · 10 = 14 13,940 МВ·А,

Второй вариант: 1,4 · 16 = 22,4 13,940 МВ·А.

Условие выполняется в обоих случаях

Загрузка трансформаторов в аварийном режиме составит:

(3.3)

Окончательно принимаем к установке вариант № 1: ТП 2хТМН-10000/35 с номинальной мощностью трансформаторов 10000 кВА.

4. Расчет токов короткого замыкания

Расчет проводится для выбора и проверки уставок релейной защиты и автоматики или проверки параметров оборудования.

4.1 Исходные данные

- Однолинейная схема электроснабжения.

- Ток трехфазного к.з. на вводах трансформаторов ПС "Маега" на напряжении 35 кВ: Imax=1,99 кА; Imin=0,847 кА.

- Паспортные данные трансформаторов Т 1 и Т 2:

Uк вн =7,44 %, схема соединения обмоток Yн ₀/?-11, Рк=51,817 кВт.

- Паспортные данные трансформатора собственных нужд ТСН

Uк вн=4,0 %; схема соединения обмоток Д /Y_0-11; Рк=2350 Вт.

- Данные воздушных линий 10 кВ отходящих от РУ 10 кВ ПС Маега к потребителям 10 кВ приведены в приложении Б (таблица Б.1).

Для составления схемы замещения используется точное приведение в именованных единицах, за основную ступень напряжения принята ступень 10 кВ.

4.2 Расчет токов короткого замыкания в максимальном режиме работы

В максимальном режиме работы сопротивление системы равно:

Х_смакс=Х 1= ; (4.1)

Х_смакс =х []= 1,307, Ом,

где К-коэффициент приведения равный отношению напряжения нерегулируемой основной ступени к напряжению регулируемой приводимой стороны:

(К_мин ==0,349).

Приведенное значение эдс системы в максимальном режиме работы равно:

Е_cмак = Е_с · К= 37·=12,913 кВ.

(приведено к стороне 11кВ трансформаторов).

Приведем сопротивление трансформатора к основной ступени 10,5 кВ.

Результаты расчета сопротивлений трансформаторов приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Расчет сопротивлений трансформаторов

№тр-ра	Тип тр-ра	Sном, МВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Uкср, %	Zт, ср, Ом	Ркз, кВт	Rт, Ом	Xт, Ом
2	4	5	6	7	8	9
Т 1,Т 2	ТORc	10	35	11	7,44	0,900	51,817	0,063	0,8981

Максимально возможная периодическая слагающая трехфазного тока к.з. при коротком замыкании (К ₂,К ₃) на стороне 11 кВ трансформаторов определится как:

= Е_{c max} / [(X _{c max} +X_{т min})]

=12,913кВ / [1,73 (1,307 Ом + 0,8981Ом)]= 3,381 кА.

Найдем действительные токи к.з. I⁽³⁾_{к 2} макс вн, I⁽³⁾_{к 3} макс вн на регулируемой стороне среднего 35 кВ напряжения. Для этого произведем пересчет по минимальному коэффициенту трансформатора, соответствующему тому же крайнему положению РПН, при котором вычислялся этот ток.

= ·К 11/35кВ =

= · [U_нн /(U_{ср вн} (1-

= 3,381 · [(11 /(35(1-0,1))]= 3,381 · 0,349 =1,18 кА.

Определим активное сопротивление трансформатора, приведенное к основной ступени напряжения 10 кВ:

R_{т 10 кВ}= = · = 0,063 Ом.

Определим ударный ток к.з. в точках К ₂, К ₃.

Для этого найдем суммарное индуктивное сопротивление до точки К₂,К ₃

Х_сум=Х ₃ = X_{1 max} +X_{2 min} = 1,307+0,8981= 2,2051Ом.

Ударный коэффициент определится как:

К_уд = 1+ е - ^{t/ Ta} = 1+ е - ^0,01/0,111 =1,914,

где Та =X₃/ (R 38,5)= 2,2051/ (314 ·0,063) = 0,111 с.

Ударный ток к.з. в точке К ₂ равен:

i_{уд к 2 10 кВ} = К_уд = · 1,914 · 3,381 кА =9,152 кА.

Апериодическая слагающая тока к.з. в точке К ₂ - принимаем время t=0,07 с.

4.3 Расчет токов короткого замыкания в минимальном режиме работы

В минимальном режиме работы сопротивление системы проводится аналогично пункту 4.2.

Результаты расчетов токов короткого замыкания в минимальном и максимальном режимах работы приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Результаты расчетов токов короткого замыкания

Точка к.з.	Максимальный режим работы	Минимальный режим работы
	I(3)к макс, кА	iуд,, кА	iа, кА	I(3)к мин, кА	I(2)к мин, кА
К 1(35 кВ) - задано	1,99	3,501		0,847
К 2(10 кВ), Секция шин К 1	= 3,381 = 1,18	9,152	1,799	=2,066 =0,591	1,789
К 3(11 кВ) Секция шин К 2	= 3,381 = 1,18	9,152	1,799	=2,066 =0,591	1,789

5. Выбор и проверка коммутационно-защитной аппаратуры на стороне 35 кВ

Электрические аппараты, изоляторы и токоведущие устройства работают в условиях эксплуатации в трех основных режимах: длительном, перегрузки (с повышенной нагрузкой, которая для некоторых аппаратов достигает значения до 1,4 номинальной) и короткого замыкания (КЗ).

В длительном режиме надежная работа аппаратов, изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается правильным выбором их по номинальному напряжению и току.

В режиме перегрузки надежная работа аппаратов и других устройств электрических установок обеспечивается ограничением значения и длительности повышения напряжения или тока в таких пределах, при которых еще гарантируется нормальная работа электрических установок за счет запаса мощности.

В режиме КЗ надежная работа аппаратов, изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается соответствием выбранных параметров устройств условиям термической и электродинамической стойкости. Для выключателей, предохранителей и выключателей нагрузки добавляется условие выбора их по отключающей способности.

Выключатели выбираются по номинальному значению тока и напряжения, роду установки и условиям работы, конструктивному исполнению и отключающим способностям [3].

5.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатели выбираются по номинальному значению тока и напряжения, роду установки и условиям работы, конструктивному исполнению и отключающим способностям [3].

Выбор выключателей производится:

1) по напряжению:

U_НОМ ? U_{НОМ.СЕТИ,} кВ. (5.1)

2) по длительному току:

I_НОМ ? I_{РАБ.МАХ}, А. (5.2)

3) по отключающей способности.

Проверяется возможность отключения периодической составляющей тока короткого замыкания:

t_а,W? t_{а, ном}=Чb_нормЧI_{откл. норм}, (5.3)

где b_норм - нормативное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения;

t--- наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения контактов.

t=t_{з, min} + t_соб., с., (5.4)

где t_{з, min} =0,01 с - минимальное время действия защиты;

t_{соб. -} собственное время отключения выключателя.

Допускается выполнение условия:

Ч(1+b_норм)ЧI_{откл. норм} >t_к,W= ЧI_П,W+ t_а,W. (5.5)

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току короткого замыкания:

? I_{пр. скв.};i_{пр. скв} =i_дин. >i_уд., А (5.6)

где I_{пр. скв} - действительное значение предельного сквозного тока короткого замыкания; трансформатор нагрузка замыкание релейная

- начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу:

I²_{терм. норм.}Чt_{терм. норм.} ? В_К, (5.7)

где I²_{терм. норм.} - предельный ток термической стойкости;

t_{терм. норм.} - нормативное время протекания предельного тока термической стойкости.

В_к=(I⁽³⁾_к.мах)²(t_откл+Т_а),кА ²·с, (5.8)

где Т_а = 0,02 с - апериодическая составляющая тока кз;

t_откл - справочная величина.

t_откл = t_р.з.осн + t_в.откл, с, (5.9)

где t_р.з.осн - время действия основной релейной защиты;

t_в.откл-полное время отключения выключателя.

Выбор аппаратуры производим по номинальному значению тока и напряжения.

, А. (5.10)

Рассчитаем рабочий ток на стороне 35 кВ с учетом транзита мощности 13 МВА:

А.

На стороне 35 кВ применяются разъединители РЛНД-2-35/630-УХЛ 1:

Изоляция полимерная, привод электродвигательный ПД-14.

На стороне 35 кВ применяются вакуумные выключатели ВВ/Tel-35-630/31.5:

5.2 Выбор и проверка трансформаторов тока 35 кВ

Сравним паспортные данные трансформаторов тока 35 кВ (табл.15.1) c полученными расчетными значениями (табл.15.2).

Трансформаторы тока проверяем на термическую, динамическую стойкость и вторичную нагрузку.

Паспортные данные и расчет величины трансформаторов тока 35 кВ ПС "Маега" приведены в приложении В.

Как показывают таблицы В.1 и В.2 (приложение В) трансформаторы тока 35 кВ проходят по термической стойкости, так как:

В_{доп терм} =1600 кА(2)с > В_{расч терм} = 9,9 кА(2)с.

по динамической стойкости:

i_дин = 80 кА > i _уд=9,91 кА.

и вторичной нагрузке по каждой обмотке:

S_доп=15 ВА > S_р=9,6535 ВА.

Проверим трансформаторы тока на допустимое действующее значение напряжения U2_доп, при котором производится проверка прочности изоляции вторичных цепей:

U_{2 макс} ? U_2доп,

где U_2доп =1000 В.

Проверку проводим для трансформатора с наименьшим коэффициентом трансформации К_т= 300А/5А.

U2 _макс =(I⁽³⁾ _{к 1 макс}/ I_{1ном ТА}) · I _{2ном тА} · Z_2нр

U2 _макс =1,41· (1990/300) · 5 · 0,38614 = 18,057В;

U_{2 макс}= 18,057 В ? U_2доп =1410 В.

Проверка показала, что прочность изоляции вторичных цепей трансформаторов тока не нарушается в максимальном режиме к.з.

Допустимая нагрузка на трансформаторы тока определяется, исходя из требования обеспечения полной погрешности трансформаторов тока не более 10 %.

Сопротивление нагрузки вторичной обмотки трансформатора тока складывается из последовательно включенных сопротивлений терминала, жил контрольного кабеля и переходного сопротивления в месте контактных соединений (принимаем 0,05 Ом).

Сопротивление терминала определяется как

Z_т = ==0,28 Ом.

Принимаем к подключению контрольный кабель с медными жилами сечением 2,5 мм ². Сопротивление кабеля равно

R_каб= = =0,056 Ом.

Суммарное расчетное сопротивление нагрузки при одном подключенном к трансформатору тока терминале равно

Z_2нр = Z_т + R_каб + R_пер =0,28+0,05614+0,05 =0,386 Ом,

т.е. расчетная мощность нагрузки

S_нр = · Z_2нр = 5² · 0,386 Ом = 9,65 ВА.

Трансформаторы тока проходят по условию их проверки по вторичной нагрузке на 10 % погрешность, т.к.

Z_{2н доп} = 0,6 Ом ? Z_2нр = 0,386 Ом.

Допустимое сопротивление нагрузки получено из паспортных данных трансформаторов тока как

Z_{2н доп} = S_{н доп} / = 15/5² = 0,6 Ом.

Трансформаторы тока 35 кВ проходят по электродинамической, термической стойкости и вторичной нагрузке.

5.3 Выбор ограничителей перенапряжения

Для работы в сетях с эффективно заземленной нейтралью, для ограничения перенапряжений, в нейтраль трансформатора включают ограничители перенапряжений, устанавливаемые вблизи защищаемого оборудования.

Условия выбора ограничителей:

, кВ. (5.11)

ОПНп-35/680/44 УХЛ 1:

U_{ном. опн}=35 кВ;

U_{ост.г. опн}=39,7 кВ при I_г=10 кА;

U_{ост.к. опн}=44,5 кВ при I_г=1000 А.

5.4 Выбор шин

Выбор шины производим по номинальному значению тока и напряжения.

, А. (5.12)

Рассчитаем рабочий ток на стороне 35 кВ с учетом транзита мощности 13 МВА:

Выбираем алюминиевые шины 40Ч5, длительно допустимый ток для которой 340 А.

5.5 Выбор трансформаторов напряжения

Условие выбора трансформаторов напряжения:

, кВ. (5.13)

Выбор трансформаторов напряжения приведен в таблицах 5.1

Таблица 5.3 - Параметры трансформаторов напряжения 35 кВ

Тип ТН	Uном, кВ	UНОМ 1, кВ	UНОМ 2, кВ	Uном.доп, В	Sном, ВА (класс 0,5)	Sпред, В*А
НАМИ-35	35	35/	100/	100/	150	1200

6. Выбор и проверка коммутационно-защитной аппаратуры на стороне 10 кВ

6.1 Выбор выключателей 10 кВ

Выбор выключателей производим по формулам 5.1-5.9.

Рассчитаем рабочий ток на стороне 10 кВ:

Применим вакуумные выключатели ВВ/tel-10-12,5/1600-У 3, производства компании "ТавридаЭлектрик". Выключатели устанавливаются в комплектные ячейки К-104, производства ООО "ЭКТА".

Параметры выключателей на стороне 10 кВ приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Параметры выключателей, установленных на вводах 10 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Тип оборудования
		ВВ/tel-10-12,5/1600-У 3
Uном Uсети	Uсети =10 кВ	Uном =10 кВ
Iном Iраб.мах	Iраб.мах =770,7А	Iном =1600 А
Iоткл Iкз	Iкз =3,68 кА	Iоткл =12,5 кА
i дин i уд	i уд =9,152 кА	i дин =32 кА
I2t Вк	Вк =12,51 кА 2с	I2t =1200 кА 2с

6.2 Выбор и проверка трансформаторов тока 10 кВ

Сравним паспортные данные трансформаторов тока 10 кВ (приложение Г табл. Г.1) c полученными расчетными значениями (приложение Г табл. Г.2).

Паспортные данные и расчет величины трансформаторов тока 10 кВ ПС "Маега" приведены в приложении Г.

Как показывают таблицы Г.1 и Г.2 в приложении Г, трансформаторы тока 10 кВ проходят по термической стойкости, например для яч.17.

В_{доп терм} = 24,01кА ² с > В_{расч терм} = 11,43 кА⁽²⁾с,

по динамической стойкости

i_дин = 52 кА > i _уд=9,152 кА,

и вторичной нагрузке по каждой обмотке

S_доп=15 ВА > S_р=9,65 ВА.

Проверим трансформаторы тока на допустимое действующее значение напряжения U2доп, при котором производится проверка прочности изоляции вторичных цепей

U_{2 мак} ? U_2доп,

где U_2доп =1000 В.

Проверку проводим для трансформатора с наименьшим коэффициентом трансформации К_т= 50А/5А.

U_{2 мак} =(I⁽³⁾ _{кз мак}/ I1_{ном ТА}) х I 2_{ном тА} х Z_2нр

U_{2 мак} =1,41· (3381/50) · 5 · 0,386 = 382,1002В.

U_{2 мак} = 184,014 В ? U_2доп =1410 В.

Проверка показала, что прочность изоляции вторичных цепей трансформаторов тока не нарушается в максимальном режиме к.з.

6.3 Выбор ограничителей перенапряжения

Выбор ограничителей перенапряжений выбираем по примеру п 5.3.

Для работы в сетях с эффективно заземленной нейтралью, для ограничения перенапряжений, в нейтраль трансформатора включают ограничители перенапряжений, устанавливаемые вблизи защищаемого оборудования.

Условия выбора ограничителей:

, кВ. (6.1)

Выбираем ОПН:

POLIM-H11N:

Uном. опн=11 кВ;

Uост.г. опн=30,7 кВ при Iг=10 кА;

Uост.к. опн=25,7 кВ при Iг=1000 А.

6.4 Выбор гибких шин и токопроводов

Выбор гибких шин и токопроводов выбираем по примеру п 5.4.

КРУМ 10 кВ выполняем на основе комплектных блоков производства ООО "ЭКТА". Ошиновка выполнена из алюминиевых труб, короткие перемычки проводом АС. Параметры ошиновки приведены в таблице 6.2.

Таблица 6.2- Параметры ошиновки КРУ 10 кВ

Условия выбора	10 кВ
Iном Iраб.мах	Iном =630А
i дин i уд	i дин=81 кА
I2t Вк	Вк =1600 кА 2с

6.5 Выбор трансформаторов напряжения

Выбор трансформаторов напряжения производим по примеру п 5.5.

Условие выбора трансформаторов напряжения:

, кВ. (6.2)

Выбор трансформаторов напряжения приведен в таблицах 6.3.

Таблица 6.3 - Параметры трансформаторов напряжения 10 кВ

Тип ТН	Uном, кВ	UНОМ 1, кВ	UНОМ 2, кВ	Uном.доп, В	Sном, ВА (класс 0,5)	Sпред, В А
НАМИ-10-66У 3	10	10	100	100/3	120	1000

7. Расчёт собственных нужд подстанции 35/10 Маега

Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции, мощности и типа трансформаторов, типа оборудования.

Поскольку мощность потребителей собственных нужд невелика, они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов 10/0,4 кВ, которые называются трансформаторами собственных нужд (ТСН).

Потребителями собственных нужд являются электродвигатели обдува трансформаторов, обогрев приводов выключателей, аппаратуры шкафов КРУМ, освещение подстанции и другие потребители.

Наиболее ответственными потребителями собственных нужд являются оперативные цепи, система связи и телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение подстанции.

7.1 Расчет освещения

Параметры освещаемых помещений представлены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 - Параметры освещаемых помещений

Объект/ Параметр	КРУМ-35	КРУМ-10
Высота помещения	2,5 м	2,5 м
Высота рабочей плоскости	0,8 м	0,8 м
Коэффициенты отражения: Потолок Стенки Пол	70 % 50 % 20 %	70 % 50 % 20 %
Коэффициент эксплуатации	0,80	0,80

Для рабочего освещения помещений КРУМ - 35 совмещенное с общеподстанционным пунктом управления (ОПУ) применяются светодиодные светильники Lighting Technologies - PRIZMA/S 300 4000K мощностью 17.0 Вт в количестве 4 единиц, TechnoLux TL1002242 TL 10W-02EL мощностью 87 Вт в количестве 11 единиц. Крепление светильников потолочное на высоте 2,5 метра. Для рабочего освещения помещений КРУМ - 10 применяются светодиодные светильники 3F Filippi 11346 Fil 180 1x36 HF мощностью 36 Вт в количестве 15 единиц. Крепление светильников потолочное на высоте 2,5 метра.

Аварийное освещение выполняется светодиодным светильником Lighting Technologies TOTEM 250 мощность 3,6 Вт в количстве 5 штук, монтируемых над дверными проемами.

Расчет мощности осветительной нагрузки для достижения более точных результатов, в связи с применением светодиодных светильников производился в программе DIALUX EVO. Освещение территории ПС выполнено прожектором UMS 400S с лампой типа NAV-T 400 Вт, установленном на прожекторной мачте ПМЖ-22.8 в количестве 1 единиц.

Питание осветительной нагрузки осуществляется от шин 0,4 кВ собственных нужд подстанции.

7.2 Определение силовой нагрузки

Расчетная нагрузка принимается равной:

Рр=К 0•Рн,ВА; (7.1)

Qр=Рр•tgц,вар, (7.2)

где К ₀ - коэффициент одновременности.

tg ц - соответствует cos ц данной группы электроприемников.

Полная расчетная мощность:

, ВА. (7.3)

Расчетный ток для группы электроприемников находится по формуле:

,А, (7.4)

где U_ном? номинальное напряжение сети, кВ.

Определим основные нагрузки потребителей собственных нужд и сведем их в таблицу 7.2.

Таблица 7.2 - Расчет нагрузок СН

Позиция	Наименование потребителя	n,шт	Sном, кВА	cosц
1	Питание и обогрев приводов разъединителей 35 кВ	2	0,25	0,95
2	Питание ШОТ	2	8,8	0,8
3	Питание ЩР	2	7,5	0,8
4	Блокировка разъединителей	2	0,5	0,8
5	Освещение КРУМ-10 кВ	2	0,745	0,95
6	Освещение КРУМ-35 кВ	2	1,1	0,95
7	Отопление и вентиляция КРУМ-10 кВ	2	8	0,8
8	Отопление и вентиляция КРУМ-35 кВ	2	8	0,8
9	Сварочная сеть	1	14,29	0,5
10	Наружное освещение	1	1,5	0,95
ИТОГО			53,16

7.3 Выбор трансформаторов собственных нужд

Коэффициент загрузки трансформаторов СН выбирается таким образом, чтобы один трансформатор мог обеспечивать электроснабжение всех потребителей СН неограниченное количество времени К_З = 0,5.

Количество трансформаторов определяется по выражению:

, кВА, (7.5)

где S_н.тр - номинальная мощность трансформатора;

кВА.

Применим трансформаторы типа ТСЗ-63/10/0,4 УХЛ 1.

7.4 Выбор системы оперативного тока

На подстанции применяется система постоянного оперативного тока на основе шкафов оперативного тока (ШОТ). Для обеспечения бесперебойного электроснабжения устройств РЗА, блоков управления выключателями, аварийного освещения используются аккумуляторные батареи.

Мощность, потребляемая ШОТ составляет 8,8 кВт, выбираем ШОТ ТИРОСОТ 220/32-40-10 32 А производства фирмы Benning (Германия), который выполнен в виде четырех шкафов: два распределительных шкафа с автоматическими выключателями, шкаф с зарядными устройствами, шкаф с аккумуляторной батареей.

Аккумуляторная батарея на основе малообслуживаемых свинцово-кислотных аккумуляторов 2OCSM емкостью 50 А·ч, обеспечивает питание нагрузки не менее 2 часов.

7.5 Выбор панелей собственных нужд

Панели собственных нужд (ПСН) предназначены для ввода и распределения электроэнергии переменного тока от силового трансформатора собственных нужд мощностью до 1000 кВ•А на эл. станциях, подстанциях и энергообьектах напряжением 35-750 кВ. ПСН по виду конструкции представляют собой щиты панельного и шкафного исполнения, двухкаркасные, двухстороннего обслуживания с установкой на полу. На верхнем съемном каркасе расположены сборные шины щита ПСН и измерительные приборы, устанавливаемые на дверцах.

Выбираем для установки три панели ПСН 1101 на ток 630 А, обеспечивающие ввод и секционную связь 2 трансформаторов мощности до 250 кВт, и две панели ПСН 1112 на ток 200 А для отходящих линий.

7.6 Выбор жил кабелей

Для выбора кабелей необходимо знать номинальные токи электроприемников, которые рассчитываются по формуле:

. (7.6)

Выбранные кабели необходимо проверить:

- по нагреву расчетным током:

, (7.7)

где - длительно допустимый ток, А;

- поправочный коэффициент, учитывающий отличие температуры в цехе от температуры, при которой задан , ;

- расчетный ток потребителя, для одиночного электроприемника ;

- поправочный коэффициент, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки для кабелей при их многослойной прокладке в коробах, .

- на потери напряжения:

, (7.8)

где r₀, x₀ - активное и реактивное удельные сопротивления линии, мОм/м;

- длинна линии, км.

Согласно ПУЭ потеря напряжения должна удовлетворять условию:

. (7.9)

Выбор кабелей, питающих электроприемники представлен в приложении Д.

Кабель ввода панели собственных нужд ВВГнг (5х 35): I_ном =103,4А, I_доп=141 А, L = 26 м, r₀ = 0,53 мОм/м, x₀ = 0,088 мОм/м, ДU = 0,51 %.

7.7 Расчет токов короткого замыкания

Для выбора коммутационной и защитной аппаратуры на собственные нужды производим расчет токов КЗ.

Расчетная схема собственных нужд подстанции 35/10 В "Маега" представлена в приложении Е.

Схема замещения собственных нужд подстанции 35/10 В "Маега" представлена в приложении Ж.

Расчет ТКЗ рассмотрим на примере обогрева помещения ЗРУ 35кВ, длина линии 50 м, выполненных проводом ВВГнг 3х 2,5.

Сопротивление питающей системы равно:

(7.10)

Активное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 0,4 кВ.

(7.11)

Реактивное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 0,4 кВ.

(7.12)

Сопротивления кабельных линий:

R_W = 0,822 · 50= 41,1 мОм;

X_W = 0,079 · 50= 3,95 мОм.

Сопротивления контактов:

R_{К 1} = 0,0024 мОм;

R_{К 5} = 0,021 мОм.

Сопротивления автоматических выключателей:

R_QF1 = 0,41 мОм;

X_QF1 =0,13 мОм;

R_QF6 = 0,65 мОм;

X_QF6 =0,17мОм.

Суммарное сопротивление до точки К 3:

R_{УК 1} = R_тр+R_QF1+R_{К 1} = 32,11 мОм;

X_{УК 1} =X_C+X_тр+X_QF1 = 69,21 мОм;

R_{УК 5} = R_{УК 1}+R_QF6+R_W+R_{К 5} = 73,23 мОм;

X_{УК 5} =X_{УК 1}+X_QF6 +X_W=73,33 мОм.

Ток КЗ без учета сопротивления дуги:

(7.13)

Ударный ток определяется по выражению:

, (7.14)

где k_уд - ударный коэффициент.

(7.15)

(7.16)

где f - частота сети.

;

.

Токи однофазного КЗ в сетях с напряжением до 1кВ, как правило, являются минимальными. По их величине проверяется чувствительность защитной аппаратуры.

Действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ I_к⁽¹⁾ определяется по формуле:

кА, (7.17)

где Z⁽¹⁾ - полное сопротивление питающей системы, трансформатора, а также переходных контактов точки однофазного КЗ;

Z_п-полное сопротивление петли фаза-ноль от транс-ра до точки КЗ.

(7.18)

где X_T1, X_T2, R_T1, R_T2-соответственно индуктивные и активные сопротивления прямой и обратной последовательности силового трансформатора;

X_T0, R_T0 - соответственно индуктивное и активное сопротивления нулевой последовательности силового трансформатора.

(7.19)

где Z _{п-ф-0 уд} - удельное сопротивление петли фаза-нуль элемента;

L - длина элемента.

Значение тока однофазного КЗ в точке К 5:

Расчет токов КЗ в других точках проводим аналогичным образом. Результаты расчета сведены в таблице 7.3.

Таблица 7.3 - Расчет токов КЗ в сети 0,4 кВ

Точка КЗ	I (3) k,max, кА	I (3) k,min, кА	I (1) k, кА	iуд, кА
К 1	1,89	1,526	0,495	2,85
К 2	1,89	1,526	0,495	2,85
К 3	-	-	0,451	-
К 4	-	-	0,14	-
К 5	-	-	0,08	-
К 6	-	-	0,14	-
К 7	-	-	0,19	-
К 8	-	-	0,36	-
К 9	-	-	0,14	-
К 10	-	-	0,08	-
К 11	-	-	0,19	-
К 12	-	-	0,36	-
К 13	-	-	0,24	-
К 14	-	-	0,36	-
К 15	-	-	0,14	-
К 16	-	-	0,09	-
К 17	-	-	0,16	-
К 18	-	-	0,31	-
К 19	-	-	0,08	-

7.8 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры

Условия выбора и проверки автоматических выключателей:

1) По напряжению:

. (7.20)

2) По номинальному току:

. (7.21)

3) По отстройке от пиковых токов:

, (7.22)

где - ток срабатывания отсечки;

- коэффициент надежности;

- пиковый ток.

4) По условию защиты от перегрузки:

. (7.23)

5) По времени срабатывания:

, (7.24)

где - собственное время отключения выключателя;

- ступень селективности.

6) По условию стойкости к токам КЗ:

, (7.25)

где ПКС - предельная коммутационная способность.

7) По условию чувствительности:

, (7.26)

где - коэффициент разброса срабатывания отсечки,.

Приведем пример выбора АВ на отходящей линии к КРУМ 10 кВ. Выбираем выключатель производителя IEK марки ВА 47-29:

I_н.в. = 25 А; I_{э/м.расц} = 400 А; I_т.расц = 25 А; ПКС=40кА.

1) 660 В > 380 В;

2) I_н.в. =25 А>I_н = 21,27 А;

3) К_н·I_пик = 4·21,27= 85,08 А, I_{э/м.расц} = 400 А>85,08 А;

4) 1,1·21,27= 23,4А;

I_т.расц = 25 А>23,4 А;

I_т.расц = 25 А<26 А;

5) t_{э/м.расц} = 0,02 с;

6) ПКС=85кА>i_уд = 2,85 кА;

7)

Выбор остальных автоматических выключателей сведен в приложение К.

8. Выбор и расчет устройств релейной защиты и автоматики

Релейная защита является комплексом согласованных автоматических устройств, обеспечивающих быстрое выявление и отделение от электрической сети повреждённых элементов с целью сохранения в работоспособном состоянии исправной части этой сети в аварийных ситуациях. Также назначением релейной защиты является выявление нарушений нормальных режимов работы оборудования и подача предупредительных сигналов обслуживающему персоналу, или отключение оборудования с выдержкой времени. К релейной защите предъявляются следующие основные требования: быстродействие, селективность, чувствительность и надёжность.

Релейная защита и автоматика ПС реализуется на базе микропроцессорных устройств РЗА серии "Сириус", изготавливаемых Научно-производственной фирмой "Радиус Автоматика".

"Сириус" является современным цифровым устройством защиты, управления и противоаварийной автоматики и представляет собой комбинированное многофункциональное устройство, объединяющее различные функции защиты, измерения, контроля, автоматики, местного и дистанционного управления.

"Сириус" обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:

- выполнение функций защит, автоматики и управления, определенных ПУЭ и ПТЭ;

- сигнализацию срабатывания защит и автоматики, положения коммутационных аппаратов, неисправности самой защиты;

- задание внутренней конфигурации (ввод защит и автоматики, выбор защитных характеристик, количество ступеней защиты и т. д.) программным способом;

- фиксацию, хранение и отображение аварийных электрических параметров защищаемого объекта до девяти последних аварийных событий с автоматическим обновлением информации;

- осциллографирование аварийных процессов;

- хранение и выдачу информации о количестве и времени пусков и срабатываний защит;

- учет количества отключений выключателя и циклов АПВ;

- пофазный учет токов при аварийных отключениях выключателя;

- контроль и индикацию положения выключателя, а также исправности его цепей управления;

- непрерывный оперативный контроль работоспособности (самодиагностику) в течение всего времени работы;

- получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачу команд управления, аварийной и предупредительной сигнализации;

- двусторонний обмен информацией с Автоматизированной Системой Управления (АСУ) и ПЭВМ по стандартным последовательным каналам связи;

- подключение к импульсным выходам счетчиков электроэнергии для передачи информации в АСУ;

Питание устройства может осуществляться от источника переменного (от 45 до 55 Гц), постоянного или выпрямленного тока напряжением 220 В.

8.1 Расчёт релейной защиты силовых трансформаторов 35/10 кВ

Для защиты силового трансформатора используем блок "Сириус Т". Устройство микропроцессорной защиты "Сириус-Т" предназначено для выполнения функций основной защиты трансформатора с высшим напряжением 35-220 кВ.

Рассмотрим расчёт защиты на примере трансформатора Т 2.

Таблица 8.1 - Расчёт защиты трансформаторов 35/10 кВ

Наименование величины	Численное значение для стороны
	35 кВ	10 кВ
Первичный номинальный ток трансформатора , А
Максимальный ток при трёхфазном КЗ,	1229	4300
Минимальный ток при двухфазном КЗ,	857	3000
Коэффициенты трансформации трансформаторов тока ктт вн, ктт нн
Схема соединения трансформаторов тока
Коэффициент схемы ксх вн, ксх нн
Вторичные токи в плечах защиты I2вн, I2нн, А

8.1.1 Расчёт дифференциальной защиты трансформаторов

ДЗТ-1 (дифференциальная отсечка)

(8.1)

Отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной амплитуде периодической составляющей тока внешнего КЗ:

- для трансформаторов тока с номинальным током вторичной обмотки 5 А;

;

- максимальный ток КЗ в относительных единицах;

(8.2)

Принимаем:

.

ДЗТ-2 (дифференциальная защита с торможением):

Базовая уставка ступени:

Ток небаланса найдём по формуле (8.3).

(8.3)

где к_пер- коэффициент, учитывающий переходный режим ();

к_одн - коэффициент однородности трансформаторов тока ();

е - относительное значение полной погрешности ТТ в установившемся режиме ();

- размах РПН ();

- относительное значение составляющей тока небаланса от неточности выравнивания вторичных токов в плечах защиты ().

(8.4)

где ;

.

При принятом способе формирования тормозного тока он равен (8.5).

(8.5)

Коэффициент торможения находим по формуле (8.6).

(8.6)

(8.7)

(8.8)

Уставка блокировки по второй гармонике:

(8.9)

Характеристика ДЗТ-2 представлена на рисунке 8.1.

Рисунок 8.1 - Характеристика срабатывания ДЗТ-2

8.1.2 Расчёт защиты уставок трансформаторов

Расчёт тока уставки сигнала перегрузки по формуле (8.10).

(8.10)

Расчёт защиты ТО по формуле (8.11).

(8.11)

Расчёт защиты МТЗ по формулам (8.13) и (8.15).

Отстройка от тока самозапуска на стороне 10 кВ (8.12) и на стороне 35 кВ (27).

На стороне 10 кВ:

(8.12)

(8.13)

На стороне 35 кВ:

(8.14)

(8.15)

Отстройка по току перегрузки (8.16) и (8.17).

На стороне 10 кВ:

(8.16)

На стороне 35 кВ:

(8.17)

Чувствительность защиты на стороне 10 кВ составляет (8.18).

(8.18)

Время срабатывания защиты (8.19).

(8.19)

Выбираем уставку тока (8.20), (8.21).

На стороне 10 кВ:

(8.20)

На стороне 35 кВ:

(8.21)

8.1.3 Газовая защита

Газовая защита поставляется вместе с трансформатором и расчету не подлежит. В связи с недостатками поплавкового газового реле, отечественной промышленностью выпускается реле с чашечковыми элементами типа РГЧЗ-66. Первая ступень газового реле более чувствительная, чем вторая, и действует на сигнал. Вторая ступень чаще всего действует на отключение.

Результаты расчётов Т 1 и Т 2 сведём в таблицу 8.2.

Таблица 8.2 - Результаты расчёта уставок защит трансформаторов

Трансформатор							,с
Т 1	165	3840	2120	4992	1174	2,6	1,3
Т 2	165	4300	3000	5590	1174	2,6	1,3

8.2 Расчёт автоматического включения резерва 10 кВ (АВР-10 кВ)

Устройства АВР применяются на секциях шин 10 кВ. Функция автоматического включения резерва выполняется совместными действиями "Сириус - 2 С", устанавливаемой на секционный выключатель и двух "Сириус - 2 В", устанавливаемых на вводные выключатели.

"Сириус - 2В" выполняет следующие функции:

- контролирует напряжения U_AB, U_BC на секции, напряжение до выключателя U_ВНР (схема нормального режима) и формирует команды управления выключателем ввода и секционным выключателем;

- выполняет АВР без выдержки времени при срабатывании защит трансформатора;

- контролирует параметры напряжения на секции и формирует сигнал "Разрешение АВР" для "Сириус - 2В" соседней секции.

Пуск АВР на секционный выключатель будет блокирован при работе МТЗ, отключении по цепям УРОВ, внешнего отключения с запретом АВР. Это предохраняет подключение поврежденной секции ко второму вводу.

Исходной информацией для пуска и срабатывания АВР является уровень напряжений U_АВ, U_ВС и U_ВНР, контролируемых "Сириус - 2В", положение силового выключателя ввода ("Вкл." / "Откл"), а также при отсутствии входного сигнала "Блокировка АВР".

Пуск АВР происходит при срабатывании пускового органа по напряжению. После отработки выдержки времени T_АВР выдается команда на отключение выключателя ввода, а после выполнения этой команды выдается команда "Вкл. СВ" на "Сириус - 2С" длительностью 0,8 с. Затем, формируется выходной дискретный сигнал разрешения АВР для второго ввода.

Напряжение срабатывания защиты минимального действия (8.22).

(8.22)

где - напряжение срабатывания защиты, кВ;

- номинальное напряжение на шинах, кВ;

Напряжение срабатывания максимального реле напряжения, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике, определяется из условия отстройки от минимального рабочего напряжения:

(8.23)

U_ср = 0,65 • 10 = 6,5 кВ.

Время срабатывания АВР:

(8.24)

где t_{с. з} - время действия защиты, с;

t_апв - уставки по времени АПВ, с;

t_зап - время запаса в зависимости от типов выключателей, с.

t_{с. р.аврНН} = 1,3 + 2 + 0,2= 3,5 с.

8.3 Расчёт релейной защиты линий 10 кВ

Согласно ПУЭ ([4], с. 315, п.3.2.93), на одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, а вторая - в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени.

Для защиты линии используем "Сириус-2-Л". Принимаем схему ТТ, соединенных в неполную звезду, в фазные провода которой включено устройство "Сириус-2-Л". Обозначим величину тока, вводимую в устройство, как. Для примера рассмотрим защиту, устанавливаемую на линию W129. По формуле (8.25) рассчитаем максимальный рабочий ток линии.

(8.25)

ТТ целесообразно выбирать с номинальным первичным током, превышающим максимальный рабочий ток линии в 2ч3 раза. Пусть будут выбраны ТТ типа ТОЛ-10 класса Р с коэффициентом трансформации 100/5.

8.3.1 Селективная токовая отсечка без выдержки времени

Ток срабатывания селективной отсечки определяется по условию отстройки от максимального тока КЗ в конце защищаемого участка (линии W129).

(8.26)

где = 1,05 - коэффициент запаса для токовых отсечек без выдержки времени.

Вторичные токи рассчитаем по формуле (8.26).

(8.27)

где коэффициент схемы;

коэффициент трансформации.

При расчёте токовой отсечки линии, от которой питаются несколько трансформаторов, следует дополнительно проверить надёжность отстройки токовой отсечки от бросков тока намагничивания силовых трансформаторов:

(8.28)

Значение, полученное по первому условию (4176 А), удовлетворяет требованию отстройки от броска тока намагничивания (не менее 107,2 А).

Поэтому следует принять .

8.3.2 Максимальная токовая защита

Максимальная токовая защита находится по формуле (8.29).

(8.29)

где - коэффициент запаса для МТЗ (= 1,1);

- коэффициент самозапуска ();

- коэффициент возврата (=0,95);

- максимальный рабочий ток защищаемой линии в режиме его возможной перегрузки.

Выдержка времени срабатывания ступени МТЗ определяется по условию согласования с предохранителями. При предварительно выбранном токе срабатывания МТЗ (29,73 А) не обеспечивается селективность действия защиты и предохранителей. Для их согласования при приемлемых выдержках времени срабатывания необходимо увеличить ток срабатывания ступени МТЗ, поэтому защиту придется загрублять с учетом допустимого снижения чувствительности. Иногда это недопустимо по условиям термической устойчивости оборудования. Тогда увеличим максимальный рабочий ток линии (130 А).

Проверим на чувствительность защиты по формуле (8.30).

(8.30)

Вторичные токи рассчитаем по формуле (8.31).

(8.31)

Выберем время срабатывания МТЗ.

Для остальных линий расчёт аналогичен. Занесём данные в таблицу 8.3

Таблица 8.3 Результаты расчета уставок защит линий 10 кВ

Название линии	,
Посёлок	21,4	3480	2120	3654	180,6	11,7	0,4
Борисово	134,3	2160	470	2592	186,6	2,5	0,4
Дубровское-1	62,57	2060	740	2472	194,5	3,8	0,4
Комплекс	13,74	3190	2460	3828	166,7	14,8	0,4
Котельная	34,64	2960	2270	3552	180,6	12,6	0,4
Никитино	264,53	2030	670	2436	367,6	1,8	0,4
Семенково	213,5	2180	790	2616	296,7	2,7	0,4
Фофанцево	299,6	2430,0	650,0	2916	416,3	1,6	0,4

8.4 Защита ввода 10 кВ и секционного выключателя

Защита ввода 10 кВ выполняется на базе "Сириус -2В", защита секций шин "Сириус -2С".

8.4.1 Токовая отсечка

Токовую отсечку определим по формуле (8.32).

(8.32)

где - коэффициент отстройки,

8.4.2 Максимальная токовая защита

Максимальную токовую защиту определим по формуле (8.33).

Проверим на чувствительность защиты по формуле (8.34).

; (8.34)

Определим время срабатывания защит по формуле (8.35).

, с, (8.35)

где - время ступени селективности;

с;

8.5 Защита трансформаторов собственных нужд 10/0,4 кВ

Согласно ПУЭ ([4], с. 305, п.3.2.58), в случаях присоединения трансформаторов к линиям без выключателей для отключения повреждений в трансформаторе должна быть предусмотрена установка предохранителей на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора.

Выбираем предохранители типа ПКТ из условий отстройки от максимального рабочего тока и от броска тока намагничивания при включении трансформатора на холостой ход.

Для трансформатора ТСН 1 по формуле (8.36):

(8.36)

Номинальный ток плавкой вставки обычно принимают равным:

(8.37)

где - коэффициент запаса от броска тока намагничивания трансформатора.

Реально бросок тока намагничивания может достигать (6 8), но с учетом времени плавления вставки предохранителя расчетная кратность этого тока может быть уменьшена.

Выбираем для трансформатора Т 1 предохранитель с номинальным током равным 8 А.

Результаты расчетов сведем в таблицу 8.4.

Таблица 8.4 - Расчет параметров плавких предохранителей

Обозначение на схеме	Мощность трансформатора, кВ·А	, А	Тип предохранителя	, А
TСН 1	63	3,5	ПКТ 101-10-16-31,5У 3	8

Времятоковые характеристики предохранителей нанесены на карту селективности. Известно, что отклонения ожидаемого тока плавления плавкого элемента при заданном времени плавления от типовых значений достигают20 %. Поэтому типовая характеристика 1 должна быть смещена вправо на 20 %.

9. Экономическая часть

9.1 Оценка стоимости работ по реконструкции подстанции

Смета затрат на демонтажные работы и смета затрат на строительно-монтажные работы представлена в приложении Н (таблица Н.1).

Смета затрат на пусконаладочные работы представлена в приложении Н (таблица Н.2).

Для расчетов используются территориальные единичные расценки на монтаж оборудования 2001 г., территориальные единичные расценки на пусконаладочные работы 2001 г., прейскуранты заводов-изготовителей, методические пособия для расчета сметной стоимости строительства электроэнергетики.

Пересчет проводится с помощью корректирующих коэффициентов, характеризующих цепные темпы инфляции по отдельным видам товаров, работ и услуг согласно МДС 81-35.2004 "Методика определения стоимости строительной продукции на территории РФ" и методическому пособию "Расчет сметной стоимости строительства объектов электроэнергетики" М.Б. Перовой, Ю.В. Воропановой.