Проектирование электрической подстанции мощностью 110/35/10

Измерительные трансформаторы как аппараты высокого напряжения устанавливаются в закрытых и открытых распределительных устройствах. Они связываются контрольными кабелями с приборами вторичных устройств, которые размещаются на панелях щитов, пультов и на стенах в помещениях центрального и местных постов управления, распределительных устройств.

Для снижения напряжения во вторичных цепях при пробое изоляции до небольших значений вторичные цепи измерительных трансформаторов обязательно заземляются, это предохраняет устройства вторичных цепей от пробоя и обеспечивает безопасность эксплуатации.

Таблица 3.3 - Перечень измерительных приборов

Цепь	Место установки	Перечень приборов
1. Трехобмоточного трансформатора	ВН СН НН	Амперметр Амперметр, ваттметр, варметр, счетчик реактивной и активной энергии Амперметр, ваттметр, варметр, счетчик реактивной и активной энергии
2. Сборные шины 110 кВ	На каждой секции шин	Вольтметр с переключением для измерения трехфазных напряжений, регистрирующий вольтметр.
3. Сборные шины 35 кВ	На каждой секции шин	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и с переключением для измерения трехфазных напряжений
4. Сборные шины 10 кВ	На каждой секции шин	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и с переключением для измерения трехфазных напряжений
5. Секционного выключателя		Амперметр
6. Линии 110 кВ к потребителям		Амперметр, ваттметр, варметр, фиксирующий прибор, расчетные счетчики активной и реактивной энергии на тупиковых потребительских линиях
7. Линии 35 кВ к потребителям		Амперметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии на тупиковых потребительских линиях
8. Линии 10 кВ к потребителям		Амперметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии на тупиковых потребительских линиях
9. Трансформатора собственных нужд	ВН НН	------- Амперметр, расчетный счетчик активной энергии

3.4 Выбор и проверка трансформаторов тока по вторичной нагрузке

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

Выбираем трансформаторы тока ТФЗМ-110-200/5-0,5/10Р/10Р; i_дин = 82 А; i_тер = 8 kA; t_тер = 3 с.; R_ном = 1,2 Ом в классе точности 0,5; I_2н = 5А.

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора (табл.3.4).

Таблица 3.4 - Вторичная нагрузка трансформатора тока ТФЗМ-110 на вводе 110кВ

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	----	0,5	----

Из таблицы 3.4 видно, что наиболее загружен трансформатор тока фазы В.

Общее сопротивление приборов определяется

,

где S_приб - мощность потребляемая приборами;

I_2н - вторичный номинальный ток прибора.

Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

r_пров = r_2ном - r_приб - r_к = 1,2 - 0,02 - 0,05 = 1,13 Ом

где r_к = 0,05 Ом - сопротивление контактов, при менее 3 приборах /3, с. 374/.

Выбираем контрольный кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 4 мм².

Сопротивление проводов определяется

,

где - удельное сопротивление материала провода (для проводов с алюминиевыми жилами = 0,0283);

l_рас - расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока (при включении в одну фазу l_рас=2l, при включении в неполную звезду l_рас=, при включении в полную звезду l_рас=l , где l - расстояние от трансформаторов тока до приборов);

q- сечение соединительных проводов.

Ом.

Общее сопротивление вторичной нагрузки определяется

,

Ом

Условие проверки

Z₂ Z_{2 н о м}

0,57 1,2 Ом.

Таблица 3.5 - Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные	Каталожные данные ТФЗМ-110-200/5-0,5/10Р/10Р
Uуст = 110 кВ	Uном = 110 кВ
Iмах = 117,6 А	I1ном = 200 А
iуд = 30,56 кА	iдин =82 кА
Вк = 60,9 кА2с	I2тер ·tтер=82·3 = 192 кА2с
r2расч = 0,57 Ом	r2ном = 1,2 Ом

3.4.2 Цепь линии 110 кВ

Выбираем трансформаторы тока ТФЗМ-110-200/5-0,5/10Р/10Р; i_дин = 82 А; i_тер = 8 kA; t_тер = 3 с.; R_ном = 1,2 Ом в классе точности 0,5; I_2н = 5А.

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора (табл. 3.6).

Таблица 3.6 - Вторичная нагрузка трансформатора тока ТФЗМ-110 линии 110кВ

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	----	0,5	----
Ваттметр	Д-335	0,5	----	0,5
Варметр	Д-335	0,5	----	0,5
Счётчик активной энергии	СА3-И681	2,5	----	2,5
Счётчик реактивной энергии	СР4-И676	2,5	----	2,5
Итого		6	0,5	6

Из таблицы 3.5 видно, что наиболее загружен трансформатор тока фазы А и С.

Общее сопротивление приборов определяется

 Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

r_пров = r_2ном - r_приб - r_к = 1,2 - 0,24 - 0,1 = 0,86 Ом

где r_к = 0,1 Ом - сопротивление контактов, при более 3 приборах /3, с. 374/.

Выбираем контрольный кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 4 мм².

Сопротивление проводов определяется

,

где q- сечение соединительных проводов.

Ом.

Общее сопротивление вторичной нагрузки определяется

,

Ом

Условие проверки

Z₂ Z_{2 н о м}

0,84 1,2 Ом.

Таблица 3.7 - Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные	Каталожные данные ТФЗМ-110-200/5-0,5/10Р/10Р
Uуст = 110 кВ	Uном = 110 кВ
Iмах = 60,8 А	I1ном = 200 А
iуд = 30,56 кА	iдин =82 кА
Вк = 60,9 кА2с	I2тер ·tтер=82·3 = 192 кА2с
r2расч = 0,84 Ом	r2ном = 1,2 Ом

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

Выбираем трансформаторы тока ТФЗМ-35-300/5-0,5/10Р; i_дин = 63 А; i_тер =15 kA; t_тер = 3 с.; r_ном = 1,2 Ом в классе точности 0,5; I_2н = 5А.

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора (табл. 3.8).

Таблица 3.8 - Вторичная нагрузка трансформатора тока ТФЗМ-35 на вводе трансформатора

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	----	0,5	----
Ваттметр	Д-335	0,5	----	0,5
Варметр	Д-335	0,5	----	0,5
Счётчик активной энергии	СА3-И681	2,5	----	2,5
Счётчик реактивной энергии	СР4-И676	2,5	----	2,5
Итого		6	0,5	6

Из таблицы 3.8 видно, что наиболее загружен трансформатор тока фазы А и С.

Общее сопротивление приборов определяется

Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

r_пров = r_2ном - r_приб - r_к = 1,2 - 0,24 - 0,1 = 0,86 Ом

где r_к = 0,1 Ом - сопротивление контактов, при более 3 приборах /3, с. 374/.

Выбираем контрольный кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 4 мм².

Сопротивление проводов определяется

,

где q- сечение соединительных проводов.

Ом.

Общее сопротивление вторичной нагрузки определяется

,

Ом

Условие проверки

Z₂ Z_{2 н о м}

0,84 1,2 Ом.

Таблица 3.9 - Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные	Каталожные данные ТФЗМ-35-300/5-0,5/10Р
Uуст = 35 кВ	Uном = 35 кВ
Iмах = 264 А	I1ном = 300 А
iуд = 10,97 кА	iдин =63 кА
Вк = 7,7 кА2с	I2тер ·tтер=152·3 = 675 кА2с
r2расч = 0,84 Ом	r2ном = 1,2 Ом

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

Выбираем трансформаторы тока ТЛ-10-1500/5-0,5/10Р; i_дин =128 А; i_тер =40 kA; t_тер = 3 с.; r_ном = 0,8 Ом в классе точности 0,5; I_2н = 5А.

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора (табл.3.10).

Таблица 3.10 - Вторичная нагрузка трансформатора тока ТЛ-10-1500 на вводе трансформатора

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	----	0,5	----
Ваттметр	Д-335	0,5	----	0,5
Варметр	Д-335	0,5	----	0,5
Счётчик активной энергии	СА3-И681	2,5	----	2,5
Счётчик реактивной энергии	СР4-И676	2,5	----	2,5
Итого		6	0,5	6

Из таблицы 3.10 видно, что наиболее загружен трансформатор тока фазы А и С.

Общее сопротивление приборов определяется

Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

r_пров = r_2ном - r_приб - r_к = 1,2 - 0,24 - 0,1 = 0,86 Ом

где r_к = 0,1 Ом - сопротивление контактов, при более 3 приборах /3, с. 374/.

Выбираем контрольный кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 6мм².

Сопротивление проводов определяется

Ом.

Общее сопротивление вторичной нагрузки определяется

Ом

Условие проверки

Z₂ Z_{2 н о м}

0,48 0,8 Ом.

Табл. 3.11 - Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные	Каталожные данные ТЛ-10-1500/5-0,5/10Р
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iмах = 1293 А	I1ном = 300 А
iуд = 28,01 кА	iдин = 128 кА
Вк = 47,7 кА2с	I2тер ·tтер=402·3 = 4800 кА2с
r2расч = 0,48 Ом	r2ном = 0,8 Ом

3.5 Выбор и проверка трансформаторов напряжения по вторичной нагрузке

3.5.1 Выбор трансформатора напряжения СШ-110 кВ

Принимаем к установке трансформатор напряжения НКФ-110-57 с Uном = 110 кВ Проверяем его по вторичной нагрузке.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения первой секции определяется

ВА

Трансформатора напряжения НКФ-110-57 имеет мощность 600 ВА в классе точности 0,5, что больше S₂ = 86 ВА. Таким образом трансформатор напряжения будет работать в выбранном классе точности 0,5. Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил мм² по условию механической прочности

Выбор трансформатора напряжения во второй секции производится аналогично.

3.5.2 Выбор трансформатора напряжения СШ-35 кВ

На стороне 35 кВ выбираем трансформатор напряжения ЗНОМ-35-65, U_ном=35кВ, S_{2 ном}= 150 ВА в классе точности 0,5. Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по табл. 3.3.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения первой секции определяется

 ВА

Три трансформатора напряжения, соединенных в звезду, имеют мощность 3·150 = 450 ВА, что больше S₂ = 108,5 ВА. Таким образом трансформатор напряжения будет работать в выбранном классе точности 0,5.

Выбор трансформатора напряжения во второй секции производится аналогично.

Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 4 мм² по условию механической прочности.

3.5.3 Выбор трансформатора напряжения СШ-10 кВ

На стороне 10 кВ выбираем трансформатор напряжения ЗНОЛ.09-6У2, U_ном= 10 кВ, S_{2 ном} = 50 ВА в классе точности 0,5. Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по табл. 3.3.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения первой секции

ВА

Три трансформатора напряжения, соединенных в звезду, имеют мощность 350=150 ВА, что больше S₂=206,2 ВА. Таким образом, трансформатор напряжения будет работать в выбранном классе точности 0,5.

Выбор трансформатора напряжения во второй секции производится аналогично.

Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм² по условию механической прочности.

Для защиты трансформаторов напряжения 10 кВ от волн атмосферных перенапряжений применяем вентильные разрядники типа РВО-10.

Для защиты трансформаторов напряжения от токов перегрузки и токов КЗ выбираем предохранители типа: для ТН 10 кВ - ПКН001-10У3.

4. Расчет защиты подстанции от прямых ударов молнии

Одним из важнейших условий бесперебойной работы подстанций является обеспечение надежной грозозащиты зданий, сооружений и электрооборудования подстанций.

Правильно выполненная молниезащита надежно защищает объект и тем самым значительно повышает его эксплуатационные показатели. В то же время дополнительные затраты на устройство молниезащиты по сравнению с общими затратами на строительство предприятия, как правило, весьма незначительны (не более 0,5%). Необходимость молниезащиты различных сооружений и установок связана с тем, что при ударах молнии на них оказывается определенное воздействие, представляющее опасность как для самих сооружений, так и для находящихся в них людей.

Аварийное отключение подстанции высокого напряжения приводит к большому народнохозяйственному ущербу, так как от подстанции, как правило, отходит целый ряд линий, питающих большое число потребителей. Авария на подстанции приводит к длительному перерыву в электроснабжении этих потребителей. Положение может существенно осложниться за счет развития аварии на подстанции в системную аварию. Кроме того, время, необходимое для ликвидации аварии на подстанции, особенно при повреждении внутренней изоляции аппаратов, может быть весьма значительным. Поэтому к молниезащите подстанций предъявляются значительно более жесткие требования, чем к молниезащите линий электропередачи и других объектов, и, хотя подстанции имеют небольшие размеры и удары молнии в них довольно редки, необходима весьма гарантированная защита всей территории подстанции от прямых ударов молнии.

Защита открытых распределительных устройств РП осуществляется стержневыми молниеотводами. На высоте h_x защищаемого объекта (наиболее выступающих элементов ОРУ) радиус действия молниеотвода определяется по формуле

,

где h- высота молниеотвода;

h_a - активная высота молниеотвода;

р- коэффициент, равный: р=1 для молниеотводов при h<30м; р=5,5/h для молниеотводов при h>30м.

h_a=h - h_x

Принимаем шесть молниеотводов высотой h=20м. Общая зона действия шести стержневых молниеотводов показана на рис. 4.1

Рис. 4.1. Зона защиты шести стержневых молниеотводов

Радиус действия r_x каждого молниеотвода определяем по вышеприведенной формуле, а b_x - по следующей формуле

;

;

;

;

.

Объект высотой h_x внутри зоны защиты будет защищен, если выполняется условие

D 8h_ap ,

где D - диагональ четырехугольника.

При D₁ = 68 м ; D₂ = 77 м .

68 8111 = 88 м;

77 8111 = 88 м.

Стержневые молниеотводы устанавливаются, как правило, на конструкциях ОРУ. Высота молниеотвода при этом определяется с учетом высоты несущих конструкций. При необходимости используются отдельностоящие молниеотводы.

Токопроводящий спуск молниеотвода соединяется с заземляющим устройством ОРУ, если молниеотвод установлен на конструкции ОРУ. При этом должно быть установлено два-три или один-два вертикальных электрода длиной 3-5 м соответственно на таком же расстоянии от стойки с молниеотводом. Отдельно стоящие молниеотводы могут иметь собственные заземлители.

От стоек конструкции ОРУ с молниеотводами должно быть обеспечено растекание тока молнии по магистралям заземления не менее чем в трех-четырех направлениях - для ОРУ-35 кВ и не менее чем в двух-трех - для ОРУ-110кВ.

Гирлянды подвесной изоляции на порталах ОРУ-35 кВ с тросовыми или стержневыми молниеотводами, а также на концевых опорах ВЛ-35 кВ в том случае, если трос ВЛ не заводится на подстанцию, должны иметь на два изолятора больше, чем обычно. Расстояние по воздуху от конструкций ОРУ, на которых установлены молниеотводы, до токоведущих частей должно быть не менее длины гирлянды.

Молниеотводы устанавливаем:

1 и 2 - на линейных порталах 110 кВ;

3,4,5 - на прожекторных мачтах;

6 - на ОПУ.

Литература

1. Правила устройства электроустановок Минэнерго СССР - 6-е изд. Перераб. и доп. - М:, Энергоатомиздат, 1987, 640 с.

2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. - М:, Энергоатомиздат, 1990.

3. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций - М:, Энергоатомиздат, 1987, 648 с.

4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектрирования. - М:, Энергия, 1989, 608 с.

5. Крючков И.П., Кувшинский Н.Н., Неклепаев Б.Н., Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектрирования. - М:, Энергия, 1978.

6. Электрическая часть станций и подстанций. Под ред. А.А.Васильева - М:, Энергоатомиздат, 1990, 576 с.

7. Баков Ю. В. Проектирование электрической части электростанций с приминением ЭВМ: Учеб. пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1991. 272 с.

8. Справочник по проектированию подстанций 35 - 500 кВ. Под ред. Рокотяна С. С. и Самойлова Я. С. - М.: Энергоатомиздат, 1982. 352 с.

9. Палий А. Методические указания по курсовому проекту по «Электрической части станций и подстанций» Кишинев, Т.У.М. (Р.И.О.) 1990.

10. Палий А.И., Шепелевич Е.И. Коммутационные аппараты распределительных устройств. Методические указания к лабораторным работам .-Кишинев, К.П.И. им. С.Лазо, 1988, 50 с.

11. Палий А.И., Шепелевич Е.И. Измерение и управление в распределительных устройствах свыше 1000 В. Методические указания к лабораторным работам. -Кишинев, К.П.И. им. С.Лазо, 1989, 44 с.

12. Электрическая часть электростанций. Под ред. С.В.Усова. - Л., Энергоатомиздат, 1987, 616 с.

13. V.Arion, S.Codreanu. Bazele calcului tehnico-economic al sistemelor de transport єi distribuюie a energiei electrice, Chiєinгu, 1998.

14. Лисовский Г. С., Хейфиц М. Э. Главные схемы и электротехническое оборудование подстанций 35 - 750 кВ. - М:, Энергия, 1977.

15. Рябкова Е.Я. Заземления в установках высокого напряжения. - М.: Энергия, 1978. - 224с., ил.