Проектирование электрической подстанции мощностью 110/35/10

Содержание

Введение

1. Разработка главной схемы электрических соединений подстанции Слободзея 100/35/10 кв

1.1 Анализ графиков нагрузок

1.2 Характеристика потребителей, нагрузки и прилегающей сети

1.3 Разработка вариантов главной схемы первичных соединений подстанции

1.4 Выбор трансформаторов

2. Выбор токоведущих частей и аппаратов для главной схемы подстанции

2.1 Расчет токов короткого замыкания

2.1.1 КЗ в точке К1 (110 кВ)

2.1.2 КЗ в точке К2 (35 кВ)

2.1.3 КЗ в точке К3 (10 кВ)

2.2 Выбор коммутационных аппаратов в главной схеме электрических соединений станции

2.2.1 Выбор выключателей и разъединителей 110 кВ в цепи трансформаторов связи

2.2.2 Выбор выключателей и разъединителей в цепи ВЛ 110 кВ

2.2.3 Выбор секционного выключателя и разъединителя в цепи СШ 110 кВ

2.2.4 Выбор выключателей и разъединителей 35 кВ в цепи трансформаторов связи

2.2.5 Выбор выключателей и разъединителей в цепи ВЛ 35 кВ

2.2.6 Выбор секционного выключателя и разъединителя в цепи СШ 35 кВ

2.2.7 Выбор выключателей и разъединителей 10 кВ в цепи трансформаторов связи

2.2.8 Выбор выключателей в цепи линий 10 кВ

2.2.9 Выбор секционного выключателя и разъединителя в цепи СШ 10 кВ

2.3 Выбор сечения токоведущих частей в главной схеме станции

2.3.1 Выбор сборных шин 110 кВ

2.3.2 Выбор провода для присоединения трансформаторов к СШ 110 кВ

2.3.3 Выбор ЛЭП 110 кВ

2.3.4 Выбор сборных шин 35 кВ

2.3.5 Выбор провода для присоединения трансформаторов к СШ 35 кВ

2.3.6 Выбор ЛЭП 35 кВ

2.3.7 Выбор сборных шин 10 кВ

2.3.8 Выбор опорных изоляторов

2.3.9 Выбор кабеля 10 кВ.

3. Собственные нужды, измерение, управление и сигнализация на подстанции

3.1 Выбор системы оперативного тока и источников оперативного тока

3.2 Расчет нагрузок, выбор трансформатора и схемы питания собственных нужд

3.3 Определение видов электрических измерений и учета электроэнергии. Размещение измерительных приборов

3.4 Выбор и проверка трансформаторов тока по вторичной нагрузке

3.4.1 Цепь трансформатора ТДТН-16000/110/35/10 110 кВ

3.4.2 Цепь линии 110 кВ

3.4.3 Цепь трансформатора ТДТН-16000/110/35/10 35 кВ

3.4.4 Цепь трансформатора ТДТН-16000/110/35/10 10 кВ

3.5 Выбор и проверка трансформаторов напряжения по вторичной нагрузке

3.5.1 Выбор трансформатора напряжения СШ-110 кВ

3.5.2 Выбор трансформатора напряжения СШ-35 кВ

4. Расчет защиты подстанции от прямых ударов молнии

Литература

Введение

Современные подстанции имеют до 15-20 присоединений к линиям электропередачи различного напряжения, трансформаторам и других, что значительно усложняет главную электрическую схему подстанции, которая на крупных подстанциях, как правило, представляет собой систему шин, секционированную по условиям надежности работы, а также уменьшения токов к.з.

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

Основным узловым вопросом, оптимальное решение которого определяет все свойства, особенности и техническую характеристику подстанции, является главная электрическая схема. При этом под главной электрической схемой не следует понимать просто начертание электрических связей, присоединений и цепей. Необходимо определить тип, число и параметры оборудования и аппаратуры и, в первую очередь, главных трансформаторов, выключателей и другой коммутационной аппаратуры, рациональную их расстановку, а также решить ряд вопросов управления, эксплуатационного обслуживания и т. п.

Главная схема задает основные размеры и конструктивную часть подстанции, определяет основные объемы работ по ее сооружению и тем самым всю экономику строительства подстанции в целом. Безусловно, что на стоимость сооружения влияет и способ обслуживания, необходимость сооружения жилья и других вспомогательных сооружений, выбранное местоположение и рельеф площадки, отдаленность от существующих подъездных путей и т.п.

В последние годы большое внимание уделяется профессиональной подготовке и повышению квалификации оперативного персонала энергосистем. С этой целью создаются учебно-тренировочные центры, учебно-тренировочные пункты, учебные комбинаты и т. д. Работа оперативного персонала на подстанциях многогранна и ответственна. Она требует знаний конструкций, допустимых и экономичных режимах работы, правил технической эксплуатации всего комплекса подстанционного оборудования, умение применять знания и опыт в сложных аварийных условиях, которые могут возникнуть внезапно, обладания производственными навыками, обуславливающих правильность принимаемых решений и быстроту оперативных действий при авариях и переключениях.

Современное электрическое оборудование подстанций сложно по конструкции, оснащено различными вспомогательными механизмами, устройствами релейной защиты и автоматики, а также устройствами защиты от неблагоприятных воздействий окружающей среды. Поэтому его обслуживание может быть доверено только высококвалифицированному, хорошо обученному и в совершенстве владеющему знаниями и навыками персоналу.

1. Разработка главной схемы электрических соединений подстанции Слободзея 100/35/10 кв

1.1 Анализ графиков нагрузок

Для правильного выбора номинальной мощности трансформаторов воспользуемся перспективными графиками нагрузки. Это годовые графики продолжительности нагрузок на стороне 10 кВ и 35 кВ и суммарный график 10 кВ + 35 кВ.

График продолжительности нагрузок необходим при расчетах технико-экономических показателей установки, расчетах потерь электроэнергии, при оценке использования оборудования в течение года и т.п.

Из заданных графиков определяем следующие показатели:

1) Сторона CН (35 кВ)

Определяем годовое потребление энергии на стороне CН /3, с.45/:

,

где Р_i - мощность i-й ступени графика;

Т_i - продолжительность ступени.

W_год = 744·(5,3+4,8+4,3+4,4+5+5,34+5,4)+672·5,2+720·(4,8+4,1+5,3+5) =

= 43016,2 МВт·ч

Продолжительность использования максимальной нагрузки:

;

где Р_мах - максимальная активная мощность, равная 5,4 МВт.

ч;

Средняя нагрузка установки за год:

;

где Тгод - длительность рассматриваемого периода - год.

МВт.

Коэффициент заполнения графика на стороне СН:

.

Продолжительность максимальных потерь:

2) Сторона НН (10 кВ)

Определяем годовое потребление энергии на стороне НН /3, с.45/:

Wгод = ?Т_iР_i = 744·(16,2+10,6+9,5+8,9+9,3+10,8+15,6)+672·13,9+

+720·(10,4+8,5+10,2+12,0) = 99122,4 МВт·ч

Продолжительность использования максимальной нагрузки:

где Рмах - максимальная активная мощность, равная 16,2 МВт.

ч;

Средняя нагрузка установки за год:

МВт.

Коэффициент заполнения графика на стороне НН:

Продолжительность максимальных потерь:

ч.

3) Сторона ВН (110 кВ) - 10 кВ + 35 кВ

Определяем годовое потребление энергии на стороне ВН /3, с.45/:

W_год = W_год-сн + W_год-нн = 99122,4 + 43016,2 = 142138,6 МВт·ч

Продолжительность использования максимальной нагрузки:

;

где Рмах - максимальная активная мощность, равная 21,5 МВт.

ч;

Средняя нагрузка установки за год:

МВт.

Коэффициент заполнения графика на стороне ВН:

.

Продолжительность максимальных потерь:

ч.

а) график 35 кВ

б) график 10 кВ

в) график 10 кВ + 35 кВ

Рис. 1.1. Годовые графики нагрузок

1.2 Характеристика потребителей, нагрузки и прилегающей сети

Проект предусматривает проектирование подстанции Слободзея 110/35/10 кВ. Подстанция предназначена для питания потребителей подключенных к шинам 10 кВ и 35 кВ.

Потребителями на стороне Uном = 35 кВ являются (3 отходящие линии):

- с. Кременчуг : поликлиника, школа, детские ясли, центральная аптека. Потребители I-II категории. Питается одной линией электропередачи Слободзея-Кременчуг. Длина линии l= 9,81 км.

- с. Талмазы, потребитель I-II категории. Питается одной линией электропередачи Слободзея-Талмазы. Длина линии l= 12.9 км.

- ПНС-5 (перекачная насосная станция) потребитель III категории. Питается одной линией элекропередачи Слободзея - ПНС-5. Длина линии l= 13.4 км.

Потребителями на стороне Uном = 10 кВ являются (10 отходящих линий):

- поселок Слободзея (русская часть): центральная аптека, детский сад, школа. Потребители II категории. Длина линии l = 6,82 км;

- поселок Слободзея (молдавская часть): школа, жилой массив, детский сад. Потребители II категории. Длина линии l = 5,15 км;

- поселок Слободзея: полевые станы, детский лагерь. Потребители II категории. Длина линии l = 4.5 км;

- с. Кременчуг: школа, детский сад, жилой массив. Потребитель II категории. Длина линии l = 20.5 км;

- село Чобручи. Потребители II категории. Длина линии l = 15.07 км;

- село Карагаш. Потребители II категории. Длина линии l = 14.09 км;

- Очистные сооружения. Потребители II категории. Длина линии l = 8.5 км;

- Хлебозавод. Потребители I категории. Длина линии l = 6.5 км;

- Больница. Потребители I категории. Длина линии l = 7 км;

- Фермерские хозяйства. Потребители II категории. Длина линии l = 3.5 км

Примыкание подстанции Слободзея 110/35/10 кВ к сети 110 кВ осуществляется через распределительное устройство 110 кВ с которого отходят 4 воздушных линии электропередачи:

- подстанция с. Красное, длина линии l = 22.7 км, выполнена проводом АС-185;

- подстанция с. Суклея, длина линии l = 10.7 км, выполнена проводом АС-185

1.3 Разработка вариантов главной схемы первичных соединений подстанции

При выборе схем электроустановок учитываться следующие факторы:

- значение и роль подстанции для энергосистемы - проектируемая подстанция является транзитной. Данная установка несет ответственную нагрузку и имеет существенную роль для энергосистемы;

- положение подстанции в энергосистеме, схемы и напряжения прилегающих сетей - шины высшего напряжения подстанции являются узловыми точками энергосистемы, осуществляя переток мощности из одной части энергосистемы в другую - транзит мощности;

- категория потребителей по степени надежности электроснабжения - потребители I-II категории.

Из сложного комплекса предъявляемых условий, влияющих на выбор главной схемы электроустановки, можно выделить основные требования к схемам:

- надежность электроснабжения потребителей;

- приспособленность к проведению ремонтных работ;

- оперативная гибкость;

- экономическая целесообразность.

Таким образом, намечаем два варианта схем подстанции 110/35/10 кВ



Рис. 1.2. I вариант

Рис. 1.3. II вариант

1.4 Выбор трансформаторов

Выбор трансформаторов включает в себя определение числа, типа и номинальной мощности трансформаторов структурной схемы проектируемой подстанции.

Так как большей частью от подстанции питаются потребители всех трех категорий и питание от системы подводиться лишь со стороны ВН, то по условию надежности требуется установка двух трансформаторов.

Номинальная мощность каждого трансформатора двухтрансформатороной подстанции, как правило, определяется аварийным режимом работы подстанции: при установке двух трансформаторов их мощность выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного из них оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной перегрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей.

При установке двух трансформаторов мощность определяется из условия /стр.393/:

Sном.т ? Sрасч = 0,7· Smax,

где Smax - наибольшая нагрузка подстанции.

МВА.

Рассматриваем I вариант:

Sрасч = 0,7· 23,4 = 16,38 МВА.

Выбираем два трехобмоточных трехфазных трансформатора типа ТДТН-16000/110/35/10 с параметрами Р_х = 21 кВт, Р_к = 100 кВт, U_{к, в-с} = 10,5 %, U_{к, в-н} = 17,5 %, U_{к, с-н} = 6,5 %, Iо = 0,8 %.

Рассматриваем II вариант:

В данном варианте два двухобмоточных трансформатора обеспечивают потребителей 10 кВ с надлежащей надежностью. Потребители 35 кВ питаются с шин 110 кВ через трехобмоточный трансформатор.

Мощность трансформаторов 110/10 кВ определяется нагрузкой 10 кВ:

Sном.т Sрасч = 0,7· Smax = 0,7· 16,2/0,92 = 12,6 МВА.

Выбираем два двухобмоточных трехфазных трансформатора типа ТДН-16000/110/10 с параметрами

Р_х = 18 кВт, Р_к = 85 кВт, U_к = 10,5 %, Iо = 0,7 %.

Мощность трехобмоточного трансформатора определяется максимальной нагрузкой потребителей 35 кВ:

МВА.

Выбираем один трехобмоточный трехфазный трансформатор типа ТМТН-6300/110/35/10 с параметрами

Р_х = 12,5 кВт, Р_к = 52 кВт, U_{к, в-с} = 10,5 %, U_{к, в-н} = 17 %, U_{к, с-н} = 6 %, Iо = 1,1 %.

При выборе мощности трансформаторов нельзя руководствоваться только их номинальной мощностью, так как в реальных условиях температура окружающей среды, условия установки трансформатора могут быть различными от принятых. Нагрузка трансформатора меняется в течении суток.

Максимальный коэффициент загрузки двухобмоточных трансформаторов в нормальном режиме работы:

т. е. в нормальном режиме работы трансформаторы буду загружены на 88% от номинальной мощности, что соответствует условиям выбора.

Максимальный коэффициент аварийной загрузки двухобмоточного трансформатора при выходе из строя одного из них:

2. Выбор токоведущих частей и аппаратов для главной схемы подстанции

При проектировании систем электроснабжения учитывают не только нормальные, продолжительные режимы работы электроустановок, но и аварийные режимы их. Одним из аварийных режимов является короткое замыкание.

Причинами коротких замыканий могут быть: механические повреждения изоляции - набросы на провода линий электропередачи, удары молнии в линии электропередачи, проколы и разрушение кабелей при земляных работах; поломка фарфоровых изоляторов; износ изоляции; увлажнение изоляции; перекрытие между фазами и т. д.

Последствиями коротких замыканий являются резкое увеличение тока в короткозамкнутой цепи и снижение напряжения в отдельных точках системы. Увеличение тока в ветвях электроустановка, примыкающих к месту КЗ, приводит к значительным механическим воздействиям на токоведущие части и изоляторы, на обмотки электрических машин. Прохождение больших токов вызывает повышенный нагрев токоведущих частей и изоляции, что может привести к пожару в распределительных устройствах, в кабельных сетях и других элементах электроснабжения.

Расчет токов короткого замыкания производится для выбора аппаратов, проводов, шин и кабелей. Поэтому расчетным является наиболее тяжелый эксплуатационный режим (форсированный). Нагрузки в расчете токов КЗ не учитываются, так как они значительно электрически удалены от расчетных точек короткого замыкания. Для выбора аппаратов и проводников в качестве расчетных точек КЗ принимаются: сборные шины ВН или выводы трансформаторов со стороны ВН, сборные шины СН и НН.

Расчет токов при трехфазном КЗ выполняют в следующем порядке:

- для рассматриваемой установки составляют расчетную схему;

- по расчетной схеме составляют электрическую схему замещения;

- путем постепенного преобразования приводят схему замещения к простому виду - так, чтобы каждый источник питания или группа источников с результирующей ЭДС были связаны с точкой КЗ одним сопротивлением x_рез;

- определяют начальное значение периодической составляющей тока КЗ (I”), затем ударный ток КЗ (i_у).

2.1 Расчет токов короткого замыкания

Исходная расчетная схема системы, на которой указаны номинальные параметры всех элементов в соответствии с заданным вариантом, приведены на рис. 5. В целях упрощения расчетов для каждой электрической ступени, в расчетной схеме вместо ее действительного напряжения на шинах указываем среднее номинальное напряжение U_ср, кВ.

Для выбора аппаратов необходимо определить токи КЗ в следующих точках:

точка К1 - шины 110 кВ подстанции, для выбора аппаратов в цепях 110 кВ.

точка К2 - шины 35 кВ станции, для выбора аппаратов в цепях 35 кВ;

точка К3 - шины 10 кВ станции, для выбора аппаратов в цепях 10 кВ.

Расчет сопротивлений всех элементов в относительных единицах производим в соответствии с /3,с.131/ при базовой мощности S_б = 100 МВА. Каждому сопротивлению в схеме присваивается свой порядковый номер, который сохраняется за данным сопротивлением в течении всего расчета. В схеме сопротивление имеет дробное обозначение, где числитель - номер сопротивления, знаменатель - численное значение сопротивления. Для упрощения индекс * опускаем, подразумевая, что все полученные значения сопротивлений даются в о.е. и приведены к базисным условиям.

1. Сопротивление энергосистемы

.

2. Сопротивление линий электропередачи (двухцепные)

.

Рис. 2.1. Расчетная схема

3. Сопротивление трансформаторов

.

Т. к. в каталоге заданны напряжения короткого замыкания в % для пар обмоток ВН-СН, ВН-НН, СН-НН, определим сопротивления обмоток:

Xв=0,5(Uк,в-н + Uк,в-с - Uк,с-н)=0,5(17,5 + 10,5 - 6,5) = 10,75

Xc=0,5(Uк,в-c + Uк,c-н - Uк,в-н)=0,5(10,5 + 6,5 - 17,5) = 0

Xн=0,5(Uк,в-н + Uк,c-н - Uк,в-с)=0,5(17,5 + 6,5 - 10,5) = 6,75

,

,

.

Схема замещения будет иметь вид, показанный на рис. 2.3.

Рис. 2.2 Схема замещения

Приведём схему к более простому виду:

Схема замещения будет иметь вид, показанный на рис. 2.3

Рис. 2.3. Преобразованная схема замещения

2.1.1 КЗ в точке К1 (110 кВ)

Приведем схему к наиболее простому виду. Схема замещения после преобразований приведена на рис. 2.4.

Рис. 2.4. Преобразованная схема замещения

Определяем начальное значение периодической составляющей тока КЗ при трехфазном КЗ.

Базовое значение тока при среднем напряжении в точке кз:

.

Начальное значение периодической составляющей тока кз:

,

где Х_рез - результирующее сопротивление системы.

Суммарный ток энергосистемы в точке К1:

;

Значение ударного тока определяем из выражения

,

где k_у - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока кз Т_а.

Для определения значения Т_а и k_у воспользуемся табл. 3.8 /3/:

Значение ударных токов по ветвям энергосистемы:

, Т_а = 0,02 с, k_у = 1,608.

Суммарный ударный ток в точке К1:

2.1.2 КЗ в точке К2 (35 кВ)

Осуществляем преобразование схемы замещения.

Схема замещения после преобразований приведена на рис. 2.5.

Рис. 2.5. Преобразованная схема замещения

Определяем начальное значение периодической составляющей тока КЗ при трехфазном КЗ.

Базовое значение тока при среднем напряжении в точке кз:

.

Начальное значение периодической составляющей тока кз:

,

где Х_рез - результирующее сопротивление системы.

Значение токов по ветви энергосистемы:

.

Значение ударного тока определяем из выражения

,

где k_у - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока кз Т_а.

Для определения значения Т_а и k_у воспользуемся табл. 3.8 /3/:

Значение ударных токов по ветвям энергосистемы

, Та = 0,02 с, kу = 1,6

Таким образом ударный ток в точке К2:

2.1.3 КЗ в точке К3 (10 кВ)

Осуществляем преобразование схемы замещения.

Схема замещения после преобразований приведена на рис. 2.6

Рис. 2.6. Преобразованная схема замещения

Определяем начальное значение периодической составляющей тока КЗ при трехфазном КЗ.

Базовое значение тока при среднем напряжении в точке кз:

.

Начальное значение периодической составляющей тока кз:

,

где Х_рез - результирующее сопротивление системы.

Значение токов по ветвям энергосистемы

.

Значение ударного тока определяем из выражения

,

где k_у - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока кз Т_а.

Для определения значения Т_а и k_у воспользуемся табл. 3.8 /3/.

Значение ударных токов по ветвям энергосистемы

,

Т_а = 0,02 с, k_у = 1,6

Таким образом, ударный ток в точке К3: i_yКЗ=20,8 кА

Таблица 2.1 - Результаты расчетов токов короткого замыкания

ТКЗ	Источник	Iпо, кА	iуд, кА
К1 шины 110 кВ	Система	9,8	22,3
К2 шины 35 кВ	Система	4,03	9,12
К3 шины 10 кВ	Система	9,2	20,8

2.2 Выбор коммутационных аппаратов в главной схеме электрических соединений станции

Аппараты и проводники РУ всех напряжений подстанций выбираются по условиям продолжительного режима работы и проверяются по режиму короткого замыкания.

Расчётными токами продолжительного режима являются:

I_норм - наибольший ток нормального режима и I_max - наибольший ток ремонтного или после аварийного (форсированного) режима.

2.2.1 Выбор выключателей и разъединителей 110 кВ в цепи трансформаторов связи

На стороне ВН расчетные токи определяют /3, с. 214/:

;

.

Принимаем к установке выключатели ВМТ-110-1000-20 и разъединитель РНДЗ-110-1000. Расчетные и каталожные данные представлены в табл. 2.2 /3, П4.1, П4.4/.

Определение токов КЗ для расчетного времени выключателя:

- для выключателя ВМТ-110-1000-20 расчетное время, /3, с.150/

;

где tз = 0,01 с - время действия релейной защиты;

t_c.в.= 0,05 с - собственное время отключения выключателя.

.

Определение периодической составляющей тока: руководящие указания по расчету токов к.з. рекомендуют метод типовых кривых.

От системы: I_по,с =9,8 кА.

Номинальный ток системы, приведенный к ступени напряжения, где находится точка к.з.

,

Т.к.

< 1,

Точка кз находится на большой электрической удаленности от шин системы, следовательно значение периодической составляющей тока кз от энергосистемы при трехфазном коротком замыкании для любого момента времени можно считать равным .

Таким образом, значение периодической составляющей тока КЗ для момента =0,06с. =9,8 кА

Апериодическая составляющая тока КЗ /3, с. 151/:

- энергосистемы

,

Таким образом, значение апериодической составляющей тока КЗ для момента = 0,06 с

Выбор выключателей производим по важнейшим параметрам:

- по напряжению ;

- по длительному току;

- по отключающей способности

;

где _н - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, .

Проверка выключателей на

- электродинамическую стойкость

;

где i_дин - наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу,

i_дин - действующее значение периодической составляющей предельно сквозного тока кз;

- термическую стойкость

;

где В_к - тепловой импульс тока кз по расчету;

i_тер - среднеквадратичное значение за время его протекания (ток термической стойкости);

t_тер - длительность протекания тока термической стойкости по каталогу.

Выбор разъединителей проводим по:

- по напряжению ;

- по длительному току.

Проверка разъединителей на:

- электродинамическую стойкость;

- термическую стойкость.

Расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВМТ-110-1000-20	Разъединитель РНДЗ-110-1000
Uуст = 110 кВ	Uном = 110 кВ	Uном = 110 кВ
Iмах = 117,6 А	Iном = 1000 А	Iном = 1000 А
Iп.o = 9,8 кА	Iоткл.ном = 20 кА	-
iа, = 0,68 кА	iа,ном = V2·н·Iоткл.ном/100 = =V2·0,25·20 = 7,07 кА	-
V2·Iп, + iа, = = V2·9,8+0,68 =14,54 кА	V2·Iотк.ном ·(1+ н /100)= =V2·20·(1+0,25)=35,4 кА	-
iу = 22,3 кА	iдин = 52 кА	iдин = 80 кА
Вк=9,82·(0,14+0,2)=32,65 кА2с	I2тер ·tтер = 202·3=1200 кА2·с	I2тер·tтер=31,52·3== 2976 кА2·с

2.2.2 Выбор выключателей и разъединителей в цепи ВЛ 110 кВ

С шин 110 кВ отходят 2 линии, Р_max=21,5 МВт

;

.

Принимаем к установке выключатели ВМТ-110-1000-20 и разъединитель РНДЗ-110-1000 /3, П4.1, П4.4/. Расчетные и каталожные данные представлены в табл. 2.2.

2.2.3 Выбор секционного выключателя и разъединителя в цепи СШ 110 кВ

Максимальный ток, проходящий по сборным шинам обычно не превышает I_мах самого мощного присоединения (трансформатора) присоединенного к этим шинам. Т.к. большим является I_ТР = 117,6 А, его и принимаем за расчетный. Т.об. секционный выключатель и разъединитель будут теже что и в цепи трансформатора и ЛЭП выключатель ВМТ-110-1000-20 и разъединитель РНДЗ-110-1000. Расчетные и каталожные данные представлены в табл. 2.3.

Таблица 2.3 - Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВМТ-110-1000-20	Разъединитель РНДЗ-110-1000
Uуст = 110 кВ	Uном = 110 кВ	Uном = 110 кВ
Iмах = 117,6 А	Iном = 1000 А	Iном = 1000 А
Iп.o = 9,8 кА	Iоткл.ном = 20 кА	-
iа, = 0,68 кА	iа,ном = V2·н·Iоткл.ном/100 = =V2·0,25·20 = 7,07 кА	-
V2·Iп, + iа, = = V2·9,8+0,68 =14,54 кА	V2·Iотк.ном ·(1+ н /100)= =V2·20·(1+0,25)=35,4 кА	-
iу = 22,3 кА	iдин = 52 кА	iдин = 80 кА
Вк=9,82·(0,14+0,2)=32,55 кА2с	I2тер ·tтер = 202·3=1200 кА2·с	I2тер·tтер=31,52·3== 2976 кА2·с

2.2.4 Выбор выключателей и разъединителей 35 кВ в цепи трансформаторов связи

На стороне СН расчетные токи определяют /3, с. 214/:

;

.

Принимаем к установке выключатели ВМКЭ-35А16/1000У1 и разъединитель РНДЗ-35-1000. Расчетные и каталожные данные представлены в табл. 2.3 /3, П4.1, П4.4/.

Определение токов КЗ для расчетного времени выключателя:

- для выключателя ВМКЭ - 35А16/1000У1 расчетное время, /3, с.150/

.

Определение периодической составляющей тока: руководящие указания по расчету токов к.з. рекомендуют метод типовых кривых.

От системы: I_по,с = 14,03 кА.

Номинальный ток системы, приведенный к ступени напряжения, где находится тока к.з.

-

,

Т.к.

< 1,

точка кз находиться на большой электрической удаленности от шин системы, следовательно значение периодической составляющей тока кз от энергосистемы при трехфазном коротком замыкании для любого момента времени можно считать равным .

Таким образом, значение периодической составляющей тока КЗ для момента = 0,06 с I_п, =14,03 кА

Апериодическая составляющая тока КЗ /3, с. 151/:

- энергосистемы

,

Таким образом, значение апериодической составляющей тока КЗ для момента = 0,06 с

.

Расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 - Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВМКЭ - 35А16/1000У1	Разъединитель РНДЗ--35/1000У1
Uуст = 35 кВ	Uном = 35 кВ	Uном = 35 кВ
Iмах = 264 А	Iном = 1000 А	Iном = 1000 А
Iп.o = 4,03 кА	Iоткл.ном = 16 кА	-
iа, = 0,28 кА	iа,ном = V2·н·Iоткл.ном/100 = =V2·0·25 = 0 кА	-
V2·Iп, + iа, = = V2·4,03+0,28 =6,1 кА	V2·Iотк.ном ·(1+ н /100)= =V2·25·(1+0)=35,4 кА	-
iу = 9,12 кА	iдин = 45 кА	iдин = 63 кА
Вк=4,032·(0,14+0,2)=5,5 кА2с	I2тер ·tтер = 16,52·4=1089 кА2·с	I2тер·tтер=252·4== 2500 кА2·с

2.2.5 Выбор выключателей и разъединителей в цепи ВЛ 35 кВ

С шин 35 кВ отходят 3 линии, Р_max=5,4 МВт

;

.

Принимаем к установке выключатели ВМКЭ- 35А16/1000У1 и разъединитель РНДЗ-35/1000У1. Расчетные и каталожные данные представлены в табл. 2.5 /3, П4.1, П4.4/.

Таблица 2.5 - Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВМКЭ 35А16/1000У1	Разъединитель РНДЗ--35/1000У1
Uуст = 35 кВ	Uном = 35 кВ	Uном = 35 кВ
Iмах = 29 А	Iном = 1000 А	Iном = 1000 А
Iп.o = 4,03 кА	Iоткл.ном = 16 кА	-
iа, = 0,28 кА	iа,ном = V2·н·Iоткл.ном/100 = =V2·0·25 = 0 кА	-
V2·Iп, + iа, = = V2·4,03+0,28 =6,1 кА	V2·Iотк.ном ·(1+ н /100)= =V2·25·(1+0)=35,4 кА	-
iу = 9,12 кА	iдин = 45 кА	iдин = 63 кА
Вк=4,032·(0,14+0,2)=5,5 кА2с	I2тер ·tтер = 16,52·4=1089 кА2·с	I2тер·tтер=252·4== 2500 кА2·с

2.2.6 Выбор секционного выключателя и разъединителя в цепи СШ 35 кВ

Максимальный ток, проходящий по сборным шинам обычно не превышает I_мах самого мощного присоединения (трансформатора или линии) присоединенного к этим шинам. Т. к. большим является I_ТР = 264 А, его и принимаем за расчетный. Т. об. секционный выключатель и разъединитель будут теже что и в цепи трансформатора и ЛЭП выключатель ВМКЭ- 35А16/1000У1 и разъединитель РНДЗ-35/1000У1. Расчетные и каталожные данные представлены в табл. 2.3.

2.2.7 Выбор выключателей и разъединителей 10 кВ в цепи трансформаторов связи

На стороне НН расчетные токи определяют /3, с. 214/:

;

.

Выбираем комплектные распределительные устройства наружной установки (КРУН) предназначение для открытой установки вне помещения. КРУН состоят из металлических шкафов со встроенными в них аппаратами, приборами, устройствами защиты и управления.

Шкафы КРУН имеют уплотнения, обеспечивающие защиту аппаратуры от загрязнения и атмосферных осадков. Так как шкафы не абсолютно герметичны, то КРУН не предназначены для работы в среде с влажностью воздуха более 80, опасной в отношении взрыва и пожара, а также в среде с химически активными газами и токопроводящей пылью. КРУН рассчитаны для работы при температурах окружающего воздуха от -40 до +35⁰С.

КРУН со шкафами К-47 имеют закрытый коридор для обслуживания. В шкафах серии К-47 применяются маломасляные выключатели ВК-10 и ВКЭ-10 на токи до 1600А. Отсек сборных шин расположен в нижней части шкафа, что позволило уменьшить габариты по глубине и монтировать блоки по шесть шкафов. В шкафах КРУН применены разгрузочный клапан и трёхполюсный короткозамыкатель, обеспечивающие более надёжную работу автоматики ограничения времени горения открытой дуги КЗ. Ширина каждого шкафа 750 мм; глубина 1250 мм, с коридором управления - 3000 мм; высота 2700 мм.

Технические параметры шкафов КРУН серии К-47 приведены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 - Технические параметры шкафов КРУН серии К-47

Номинальный ток , кА: сборных шин ячеек	1,0; 6,2; 2,0; 3,2 0,63; 1,0; 1,6
Стойкость, кА: электродинамическая (амплитуда) термическая	51; 81 20; 31,5
Тип выключателя	ВК-10, ВКЭ-10
Размер шкафа, м: ширина глубина высота	0,75 1,25(3) 2,7
Масса шкафа, т	0,45 - 0,74

Принимаем к установке выключатели ВВ/TEL-10. Расчетные и каталожные данные представлены в табл. 2.7

Определение токов КЗ для расчетного времени выключателя ВВ/TEL-10:

.

Точка кз находиться на большой электрической удаленности от шин системы, следовательно значение периодической составляющей тока кз от энергосистемы при трехфазном коротком замыкании для любого момента времени можно считать равным .

Таким образом, значение периодической составляющей тока КЗ для момента = 0,06 с I_п, = 9,2 кА

Апериодическая составляющая тока КЗ /3, с. 151/:

- энергосистемы

,

Таким образом, значение апериодической составляющей тока КЗ для момента = 0,04 с

.

Таблица 2.7 - Расчетные и каталожные данные для выключателя ВК-10-31,5

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iмах = 1293 А	Iном = 1600 А
Iп.o = 9,2 кА	Iоткл.ном = 20 кА
iа, = 0,8 кА	iа,ном = V2·н·Iоткл.ном/100 =V2·0·20 = 0 кА
V2·Iп, + iа, = V2·9,2+0,8 = 13,81 кА	V2·Iотк.ном·(1+ н /100)=V2·20·(1+0)=28,8 кА
iу = 20,8 кА	iдин = 52 кА
Вк= 9,22·(0,14+0,2)=28,8 кА2с	I2тер ·tтер = 202·4 кА2·с

2.2.8 Выбор выключателей в цепи линий 10 кВ

С шин 10 кВ отходят 10 линии, Р_max=16,2 МВт

;

.

Принимаем к установке выключатели ВВ/TEL-10. Расчетные и каталожные данные представлены в табл. 2.8.

Таблица 2.8 - Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВК-10-31,5
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iмах = 201,2 А	Iном = 1600 А
Iп.o = 11,85 кА	Iоткл.ном = 20 кА
iа, = 2,47 кА	iа,ном = V2·н·Iоткл.ном/100 =V2·0·20 = 0 кА
V2·Iп, + iа, = V2·11,61+2,47 = 18,89 кА	V2·Iотк.ном·(1+ н /100)=V2·20·(1+0)=28,8 кА
iу = 28,01 кА	iдин = 52 кА
Вк= 11,852·(0,14+0,2)=47,7 кА2с	I2тер ·tтер = 202·4 кА2·с

2.2.9 Выбор секционного выключателя и разъединителя в цепи СШ 10 кВ

Максимальный ток, проходящий по сборным шинам обычно не превышает I_мах самого мощного присоединения (трансформатора или линии) присоединенного к этим шинам. Т. к. большим является I_ТР = 1293 А, его и принимаем за расчетный. Т. об. секционный выключатель будет тожте что и в цепи трансформатора и линии: выключатель ВК-10-31,5. Расчетные и каталожные данные представлены в табл. 2.6.

2.3 Выбор сечения токоведущих частей в главной схеме станции

2.3.1 Выбор сборных шин 110 кВ

Согласно § 1.3.28 ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбираются, поэтому выбор производится по допустимому току.

Наибольший ток проходящий по сборным шинам I_мах=117,6 А. Принимаем гибкие шины, выполненные проводом АС-70/11, q = 70 мм², d = 11 мм (r₀ =1,22 см), I_{доп,ном} = 265 А /3, П3.3/, т.к. по условиям коронирования согласно ПУЭ минимальное сечение для проводов 110 кВ 70 мм².

Проверка сечения на нагрев (по допустимому току):

I_мах = 117,6 А < I_{доп,ном} = 265 А.

Проверка линий на схлестывание не производится, т.к.

I_п.о. = 13,2 кА < 20 кА.

Проверка линий на термическое действие тока кз не производится, т.к. они выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка по условиям короны. Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности эл. поля

;

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, m = 0,82 см /3, стр. 237/.

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

где U = 1,1·U_ном = 1,1·110 = 121 кВ - напряжение, поддерживаемое на шинах подстанции;

D_ср = 1,26·D = 1,26·300 = 378 см; D = 300 см - расстояние между фазами /1 стр. 517/.

Провода не будут коронировать, если

1,07·Е 0,9·Eo

1,07·14,1 = 15,1 кВ/см > 0,9·31,6 = 28,4 кВ/см

Таким образом, провод АС-70/11 по условию короны проходит.

2.3.2 Выбор провода для присоединения трансформаторов к СШ 110 кВ

Токоведущие части от выводов трансформатора до сборных шин выполним гибким проводом. Согласно §1.3.28 ПУЭ, сечение выбираем по экономической плотности тока J_э = 1 А/мм², для Т_мах= 6664 ч, неизолированного алюминиевого провода /3, таб. 4.5/.

;

.

Экономическое сечение:

.

Принимаем гибкие шины, выполненные проводом АС-70/11, q = 70 мм², d = 11 мм (r₀ =1,22 см), I_{доп,ном} = 265 А /3, П3.3/, т.к. по условиям коронирования, согласно ПУЭ, минимальное сечение для проводов 110 кВ 70 мм².

Проверка сечения на нагрев (по допустимому току):

I_мах = 117,6 А < I_{доп,ном} = 265 А.

Проверка линий на схлестывание не производится, т.к.

I_п.о. = 13,2 кА < 20 кА.

Проверка линий на термическое действие тока кз не производится, т.к. они выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка по условиям короны. Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности эл. поля

;

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода m = 0,82 см /3, стр. 237/.

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

где U = 1,1·U_ном = 1,1·110 = 121 кВ - напряжение, поддерживаемое на шинах подстанции;

D_ср = 1,26·D = 1,26·300 = 378 см; D = 300 см - расстояние между фазами /1 стр. 517/.

Провода не будут коронировать, если

1,07·Е 0,9·Eo

1,07·14,1 = 15,1 кВ/см > 0,9·31,6 = 28,4 кВ/см

Таким образом, провод АС-70/11 по условию короны проходит.

2.3.3 Выбор ЛЭП 110 кВ

Согласно §1.3.28 ПУЭ, сечение выбираем по экономической плотности тока J_э = 1 А/мм², для Т_мах= 6664 ч, неизолированного алюминиевого провода /3, таб. 4.5/.

;

.

Экономическое сечение:

.

Принимаем ЛЭП, выполненные проводом АС-70/11, q = 70 мм², d = 11 мм (r₀ =1,22 см), I_{доп,ном} = 265 А /3, П3.3/, т.к. по условиям коронирования согласно ПУЭ минимальное сечение для проводов 110 кВ 70 мм².

Проверка сечения на нагрев (по допустимому току):

I_мах = 60,8 А < I_{доп,ном} = 265 А.

Проверка линий на схлестывание не производится, т.к.

I_п.о. = 13,2 кА < 20 кА.

Проверка линий на термическое действие тока кз не производится, т.к. они выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка по условиям короны. Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности эл. поля

;

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода m = 0,82 см /3, стр. 237/.

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

где U = 1,1·U_ном = 1,1·110 = 121 кВ - напряжение, поддерживаемое на шинах подстанции;

D_ср = 1,26·D = 1,26·300 = 378 см; D = 300 см - расстояние между фазами /1 стр. 517/.

Провода не будут коронировать, если

1,07·Е 0,9·Eo

1,07·14,1 = 15,1 кВ/см > 0,9·31,6 = 28,4 кВ/см

Таким образом, провод АС-70/11 по условию короны проходит.

2.3.4 Выбор сборных шин 35 кВ

Согласно §1.3.28 ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбираются, поэтому выбор производится по допустимому току.

Наибольший ток проходящий по сборным шинам I_мах = 264 А. Принимаем ЛЭП, выполненные проводом АС-70/11, q = 70 мм², d = 11 мм (r₀ =1,22 см), I_{доп,ном} = 265 А /3, П3.3/.

Проверка сечения на нагрев (по допустимому току):

I_мах = 264 А < I_{доп,ном} = 265 А.

Проверка линий на схлестывание не производится, т.к.

I_п.о. = 9,2 кА < 20 кА.

Проверка линий на термическое действие тока кз не производится, т.к. они выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка по условиям короны не производится.

2.3.5 Выбор провода для присоединения трансформаторов к СШ 35 кВ

Наибольший ток проходящий по участку I_мах = 264 А. Принимаем ЛЭП, выполненные проводом АС-70/11, q = 70 мм², d = 11 мм (r₀ =1,22 см), I_{доп,ном} = 265 А /3, П3.3/.

Проверка сечения на нагрев (по допустимому току):

I_мах = 264 А < I_{доп,ном} = 265 А.

Проверка линий на схлестывание не производится, т.к.

I_п.о. = 9,2 кА < 20 кА.

Проверка линий на термическое действие тока кз не производится, т.к. они выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка по условиям короны не производится.

2.3.6 Выбор ЛЭП 35 кВ

Согласно §1.3.28 ПУЭ, сечение выбираем по экономической плотности тока J_э = 1 А/мм², для Т_мах= 7966 ч, неизолированного алюминиевого провода /3, таб. 4.5/.

;

.

Экономическое сечение:

.

Принимаем ЛЭП, выполненные проводом АС-70/11, q = 70 мм², d = 11 мм (r₀ =1,22 см), I_{доп,ном} = 265 А /3, П3.3/, т.к. по условиям коронирования согласно ПУЭ минимальное сечение для проводов 110 кВ 70 мм².

Проверка сечения на нагрев (по допустимому току):

I_мах = 60,8 А < I_{доп,ном} = 265 А.

Проверка линий на схлестывание не производится, т.к.

I_п.о. = 13,2 кА < 20 кА.

Проверка линий на термическое действие тока кз не производится, т.к. они выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

2.3.7 Выбор сборных шин 10 кВ

Согласно §1.3.28 ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбираются, поэтому выбор производится по допустимому току.

;

.

Расстояние между фазами 0,8 м. На выводе из РУ и около трансформатора предусмотрены шинные компенсаторы.

Принимаем однополосные алюминиевые шины прямоугольного сечения q=(80x10)=800 мм² с I_{доп,ном}=1480 А /3, П3.4/.

· Проверка сборных шин на термическую стойкость:

Минимальное сечение по условию термической стойкости по /3,ф.3-90/:

;

где С - функция, значения которой приведены в табл. 3.14 /3, с.192/, для алюминиевых шин С = 91 А·с^1/2/мм².

;

что меньше выбранного сечения 800 мм², следовательно шины термически стойки.



· Проверка сборных шин на механическую прочность:

Шины на опорных изоляторах расположены плашмя. Определяем пролет l между изоляторами, при условии что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц:

;

где J - момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной по направлению изгибающей силы, см⁴ /3, таб. 4.1/

.

Тогда

Принимаем длину пролета 1,4 м. Расстояние между фазами а = 0,8 м.

Момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, мм³ /3, таб. 4.1/ :

.

Напряжение в материале шины, возникающие при воздействии изгибающего момента:

.

Шины механически прочны.

На подстанции соединение СШ с повышающим трансформатором выполняется шинным мостом. Жесткие шины крепятся на штыревых изоляторах, установленных на металлических или ж/б конструкциях. Расстояние между фазами 0,8 м. На выводе из РУ и около трансформатора предусмотрены шинные компенсаторы.

2.3.8 Выбор опорных изоляторов

Выбираем опорные изоляторы ОФ-20-2000У3 /4, 5.7/, F_разр=20000 Н, высота изолятора Н_из = 134 мм. Проверяем изоляторы на механическую прочность.

Максимальная сила, действующая на изгиб по /3, табл.4.3/

;

Поправка на высоту шин:

;

тогда

F_расч = К_hF_и = 1,1222,4 = 246,7 Н < 0,6F_разр = 12000 Н,

таким образом, изолятор ОФ-20-2000У3 механически прочен.

2.3.9 Выбор кабеля 10 кВ.

Ток, протекающий по одному кабелю:

;

.

Определяем экономическое сечение:

.

где J_э = 1,2 А/мм - экономическая плотность тока по таблицам ПУЭ для времени Т_мах=6119 ч для кабелей с алюминиевыми жилами.

Принимаем к установке кабель ААШв-у - 3х95 с I_доп = 205 А.

Проверка сечения на нагрев (по допустимому току):

I_мах = 201,2 А < I_{доп,ном} = 205 А.

Определяем тепловой импульс тока КЗ по /3, 3.82/:

,

где t_откл = t_з+t_в = 0,1+0,12 = 0,22 с.

Проверяем выбранный кабель по термической стойкости:

;

где С - функция, значения которой приведены в табл. 3.14 /3, с.192/, для алюминиевых шин С = 91 А·с^1/2/мм². С=98 для кабелей с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами.

Так как q_min = 56,7 мм² < 95 мм² , то выбранный кабель по термической стойкости проходит.

3. Собственные нужды, измерение, управление и сигнализация на подстанции

3.1. Выбор системы оперативного тока и источников оперативного тока

Питание оперативных цепей управления, защиты, автоматики, телемеханики и сигнализации, а также включающих и отключающих устройств коммутационных аппаратов осуществляется от специальных источников оперативного тока. Оперативный ток используется также для аварийного освещения при нарушениях нормальной работы подстанции.

К постоянно включенным электроприемникам оперативного тока относятся сигнальные лампы, катушки реле, постоянно включенная часть аварийного освещения и т.п.

Временная нагрузка полностью включенного аварийного освещения потребляется в течении 0,5 - 1 часа до ликвидации аварии.

Кроме длительного тока нагрузки сети оперативного тока имеют место кратковременные (не более 5 секунд) пиковые нагрузки, потребляемые катушками электромагнитных приводов аппаратов. Эта мощность может быть значительна.

Выбираем систему смешанного оперативного тока (постоянно-выпрямленного). В качестве источников системы смешанного оперативного тока выбираем шкафы управления оперативного тока типа ШУОТ-2403-3372 УХЛ4.

ШУОТ обеспечивает:

- питание цепей электромагнитов включения высоковольтных выключателей от выпрямительного устройства, работающего в импульсном режиме;

- питание цепей оперативного постоянного тока от аккумуляторной батареи и автоматического подзарядного устройства;

- работу аккумуляторной батареи в режиме постоянного подзаряда;

- автоматическое поддержание температуры воздуха в аккумуляторном отсеке шкафа не ниже заданной величины с помощью электронагревателей;

- контроль и измерение величины сопротивления изоляции в цепях оперативного тока;

- защиту узлов схемы и отходящих линий оперативного тока от перегрузок и коротких замыканий автоматами и предохранителями с одновременной световой сигнализацией.

Технические данные ШУОТ приведены в табл. 3.1.

Обозначение типа ШУОТ:

Таблица 3.1 - Технические данные ШУОТ

Цепь	Напряжение питающей сети, В	Выпрямленное напряжение	Выпрямленный ток	Режим работы	Размеры шкафа, мм	Масса, кг
					Длина	Ширина	Высота
Цепь оперативного тока от аккумуляторной батареи	220 или 380/220	1122	20	Длительный	1430	1300	2096	1460
Цепь питания электромагнитов включающихся от выпрямителя	220 или 380/220	230 (под нагрузкой)	150	Кратковременный

От выпрямительного устройства ШУОТ (работающего в импульсном режиме) запитываются электромагниты включения привода ПЭ-31Н выключателя ВМКЭ-35А. Максимальный потребляемый ток приводом составляет 124 А, что меньше тока выдаваемого выпрямителем -150А. Цепи релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации получают питание от аккумуляторной батареи и автоматического подзарядного устройства, входящего в комплект ШУОТ.

Питание электродвигателей пружинных приводов выключателей ВМТ-110Б и ВК-10 производится переменным током от шин собственных нужд.

3.2 Расчет нагрузок, выбор трансформатора и схемы питания собственных нужд

Мощность потребителей собственных нужд подстанций невелика (от 50 до 300 кВт), поэтому они питаются от сети 380/220 В. Для их питания предусматривается установка двух трансформаторов собственных нужд (ТСН), мощность которых выбирается в соответствии с нагрузкой с учетом допускаемой перегрузки при отказах и ремонтах одного из трансформаторов.

Нагрузку собственных нужд оцениваем ориентировочно на основании данных таблиц П.6.1,П.6.2 /3/. В таблицах приведена мощность P_уст потребителей собственных нужд. Приняв для двигательной нагрузки сos = 0,85, а для остальных потребителей сos = 1, определяем Q_уст и сводим в табл. 3.2.

Таблица 3.2 - Нагрузка собственных нужд подстанции

Вид потребителя	Установленная мощность	сos	tg	Нагрузка
	единицы, кВт количество	всего, кВт			Pуст, кВт	Qуст, квар
Охлаждение трансформаторов ТДТН-16000/110	2 2	4	0,85	0,62	4	2,5
Подогрев выключателей ВМТ-110Б	32	6	1	0	6	---
Подогрев выключателей ВМКЭ-35	1,157	8,05	1	0	8,05	---
Подогрев шкафов КРУН	118	18	1	0	18	---
Отопление, освещение, вентиляция ОПУ	---	70	1	0	70	---
Освещение ОРУ 35кВ	---	5	1	0	5	---
Освещение ОРУ 110кВ	---	2	1	0	2	---
ШУОТ	---	2,5	1	0	2,5	---
Итого					115,55	2,5

Суммарная расчетная нагрузка потребителей собственных нужд

,

где k_с - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты загрузки и одновременности. В ориентировочных расчетах принимается k_с=0,8.

Принимаем два трансформатора ТМ-100/10/0,4: S_ном=100 кВA, U_н1=10 кВ, U_{н 2}=0,4кВ, U_к=4,5%. При отключении одного трансформатора второй будет загружен на 92,5/100=0,925, что допустимо.

ТСН присоединяем через предохранители к вводам 10 кВ главных трансформаторов до выключателей вводов в РУ 10 кВ. Так как ТСН мощностью 100 кВА, то их устанавливают непосредственно в шкафах КРУН 10 кВ.

Вторичным напряжением 380/220 В от ТСН запитывается щит собственных нужд, выполняемый по схеме одиночной системы сборных шин, секционированной автоматическим выключателем (автоматом).

Щит собственных нужд устанавливается в закрытом помещении общеподстанционного пункта управления.

3.3 Определение видов электрических измерений и учета электроэнергии. Размещение измерительных приборов

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанции осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов. Перечень измерительных приборов приведен в табл. 3.3.

Измерительные трансформаторы напряжения и тока применяются в цепях переменного тока электроустановок при высоких напряжениях и больших токах, когда непосредственное включение контрольно - измерительных приборов, реле и приборов автоматики в первичные цепи технически невозможно, нерационально и недопустимо по условиям безопасности.