Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• 1.Основная часть
• 1.1 Краткая информация об объекте проектирования и обоснование проекта
• 1.2 Техническое задание на проектирование
• 2.Расчетная часть
• 2.1 Обработка графика нагрузок
• 2.2 Выбор главной схемы подстанции
• 2.3 Расчет потерь мощности в выбранных трансформаторах
• 2.4 Выбор и расчёт сечений линий электропередачи
• 2.4.1 Выбор расчётной схемы сети и расчёт нагрузок линий
• 2.4.2 Выбор сечения проводов и расчёт потерь напряжения
• 2.5 Расчет токов короткого замыкания
• 2.6 Выбор главных и токоведущих частей
• 2.7 Выбор релейной защиты и систем автоматики
• 2.8 Собственные нужды подстанции
• 3.Молниезащита и заземление электрооборудования подстанции
• 3.1 Защита подстанции от перенапряжений
• 3.2Защита подстанции от прямых ударов молнии
• 3.3 Расчет заземляющего устройства подстанции
• 4.Экономическая часть
• 4.1 Стоимость разработанного варианта
• 4.2 Расчет окупаемости и экономическая оценка проекта
• 5. Безопасность жизнедеятельности и экологичность
• 5.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов
• 5.2 Защита от поражения электрическим током
• 5.3 Защита от электрической дуги
• 5.4 Защита от механических травм
• 5.5 Мероприятия по пожарной безопасности
• 5.6 Мероприятия обеспечения безопасности при авариях
• 5.6.1 Организационные мероприятия
• 5.6.2 Технические мероприятия
• 5.7 Мероприятия по производственной санитарии
• 5.8 Мероприятия по защите окружающей среды от воздействия системы электроснабжения предприятия
• Заключение
• Список использованной литературы

Введение

Основными потребителями электрической энергии являются промышленность, транспорт, сельское хозяйство, коммунальное хозяйство городов и поселков. На коммунальное хозяйство городов приходится около 60 % потребления электроэнергии, поэтому вопросам электроснабжения городов уделяется большое внимание.

Развитие городских хозяйств и требования научно-технического прогресса диктуют необходимость совершенствования электроэнергетики путем внедрения автоматизации технологических процессов, систем электроснабжения предприятий и решения проблемы энергосбережения и экономии электрической энергии.

Главной проблемой на этом этапе является создание рациональных систем электроснабжения городов. Созданию таких систем способствует следующее:

- выбор и применение рационального трансформирования энергии;

- выбор рациональных напряжений, что значительно снижает потери электрической энергии при её распределении;

- правильный выбор мест размещения подстанций, что минимизирует годовые приведенные затраты;

- совершенствование методики определения электрических нагрузок;

- рациональный выбор числа и мощности трансформаторов, а также схем электроснабжения и их параметров, что ведет к сокращению потерь электроэнергии, повышению надежности;

- решение задачи симметрирования электрических нагрузок.

Общая задача оптимизации систем электроснабжения включает рациональные решения по выбору сечений проводов и жил.

В настоящее время коммунальное хозяйство Нижнего Новгорода, как и по всей России, испытывает определённые трудности, связанные с изменениями экономических отношений. Во многих городах наблюдается значительный приток населения что, конечно, вызывает увеличение потребления электроэнергии, появление в связи с этим перегрузки электрооборудования трансформаторных подстанций и линий электропередач. Одновременно с этим, в связи с изменениями экономических отношений в сторону рыночных, значительно возросли требования к надёжности электроснабжения тех объектов, от бесперебойной работы которых зависит экономическое и финансовое благополучие жизни.

В настоящее время на проектировании подстанции занято огромное количество инженерно-технических работников, накопивших значительный опыт. Однако в бурный прогресс в технике и, в частности, в энергетике выдвигают все новые проблемы и вопросы, которые должны учитываться при проектировании и сооружении современных сетевых объектов.

Главная схема электрических соединений подстанции является тем основным элементом, который определяет все свойства, особенности и техническую характеристику подстанции в целом. При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования, аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме, а также принципиальное решение вопросов защиты, степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции. Последние вопросы в свою очередь оказывают непосредственное влияние на наличие или отсутствие эксплуатационного или ремонтного персонала на подстанции.

Надежность уже выбранной главной схемы электрических соединений определяется надежностью и ее составляющих элементов, в число которых входят силовые трансформаторы, выключатели, разъединители, сборные шины, изоляция.

Экономическая целесообразность главной схемы электрических соединений подстанции определяется суммарными минимальными расчетными затратами.

Под электроснабжением согласно ГОСТу 13109-97 понимается обеспечение потребителей электрической энергии.

Системы электроснабжения (СЭС), как и другие объекты должны отвечать определенным технико-экономическим требованиям. Они должны обладать минимальными затратами при обеспечении всех технических требований, обеспечивать требуемую надежность, быть удобными в эксплуатации и безопасными в обслуживании, обладать гибкостью, обеспечивающей оптимальный режим эксплуатации в нормальных условиях и близких к ним в послеаварийных ситуациях.

При построении СЭС нужно учитывать большое число факторов, оказывающих влияние на структуру СЭС и типы применяемого в них оборудования.

К ним относятся:

- потребляемая мощность;

- категории надежности питания;

- характер графиков нагрузок потребителей;

- условия окружающей среды;

- месторасположение и параметры источников питания;

- наземные и подземные коммуникации.

Подстанция 110/10 кВ «Ковалихинская» является одним из энергоузлов, входящих в системообразующую сеть Нижегородской энергосистемы.

В виду того, что электрооборудование подстанции физически устарело, предполагается ее частичная реконструкция и модернизация.

При реконструкции подстанции мы руководствуемся директивными и другими нормативными документами, в частности Правилами устройства электроустановок ПУЭ. 7-е изд. - М.: Энергосервис, 2007. -870 с.

1.Основная часть

1.1 Краткая информация об объекте проектирования и обоснование проекта

Потребителями электроэнергии ПС 110/10 “Ковалихинская” являются: н.п. Кантаурово, н.п. Листа, н.п. Бор, н.п. Рустай, н.п. Бол.Козикино, н.п.Мал.Козикино, ПС «Балахна» по напряжению 110 кВ.

Подстанция 110/10 кВ «Ковалихинская» была сооружена в 80-х годах.

Электроснабжение осуществляется от трёх трансформаторных подстанций. Подстанции питаются от независимых воздушных линий напряжением 10 кВ через масляные выключатели типа МВ-10 от шин 10 кВ подстанций Киваи 110/10 кВ и Логоватое 110/10 кВ. Длина линии 10 кВ от подстанции Киваи 10,7 км, от подстанции Логоватое - 9 км. Линия 10 кВ от подстанции Киваи управляется линейным разъединителем ЛР-1, а от подстанции Логоватое - комплектным разъединителем КР-2.

Таблица 1.1 - Расход электрической энергии в 2005 году, кВт·часов

Месяц	Бол.Козикино	Мал.Козикино	Бор
	ТП-2	ТП-1	ТП-3
январь	11700	9600	-
февраль	9900	8800	-
март	12900	8800	-
апрель	15000	10000	-
май	10800	8000	-
июнь	9000	8000	-
июль	8100	6000	-
август	9300	5200	-
сентябрь	9300	5200	-
октябрь	8400	5600	1360
ноябрь	7800	6000	6680
декабрь	9000	9200	6970
Сумма по ТП	112290	90400	15010
Годовое потребление	217700 кВт·ч

Несмотря на наличие резервной линии электроснабжения, надёжность обеспечения потребителей электроэнергией оказалась низкой. Расстояние между разъединителями ЛР-1 и КР-2 составляет около 1050 м. В результате при аварии на основной снабжающей линии электропередачи 10 кВ вторая, резервная линия 10 кВ подключается не сразу, имеет место длительный перерыв в электроснабжении, что приводит к значительным потерям производимой продукции из-за недоотпуска электроэнергии.

Другой недостаток существующей схемы электроснабжения заключается в использовании масляных выключателей, которые обладают невысокими эксплуатационными показателями и низкой надёжностью. Эти выключатели также ухудшают надёжность электроснабжения сельхозпредприятия.

Кроме того, трансформаторные подстанции открытого типа, используемые в существующей схеме электроснабжения, значительно уступают по многим показателям, и, в первую очередь, по эксплуатационным и по надёжности подстанциям закрытого типа.

Ещё один недостаток существующей схемы электроснабжения связан с изменениями потребления электрической энергии.

Снижение потребления электроэнергии на нужды привело к падению загрузки подстанций. Следовательно, снизилась эффективность использования электрооборудования подстанций, повысились относительные потери электроэнергии непроизводственного характера, выросли относительные потери на холостой ход трансформаторов.

В связи с падением производства и соответствующим снижением потребления электроэнергии центр тяжести потребления электроэнергии сместился в сторону однофазных потребителей - жилых домов с. Бор. По этой причине резко возросла несимметрия нагрузки во внутренней сети отделения, снизились качественные показатели электроэнергии и, как следствие, возросла аварийность электрооборудования трансформаторных подстанций ТП1, ТП2 и ТП3.

Рост аварийности на подстанциях привел к снижению надёжности электроснабжения потребителей.

За время эксплуатации все электротехническое оборудование выработало свой ресурс.

Характерной особенностью этого энергоузла является сосредоточение в нем ответственных потребителей 2 и 3 категорий по надежности электроснабжения, поэтому необходима модернизация действующей подстанции, целью которой являются: замена устаревшего оборудования и автоматики, замена трансформатора и установка второго трансформатора для возможности обеспечения резерва.

В основу реконструкции ОРУ 110 кВ подстанции заложены следующие принципы:

- сохранение надежности работы транзита;

- сохранение связи между ОРУ 110 кВ и КРУН 10 кВ;

- минимальное количество переключений коммутационного

оборудования;

- минимальное количество и протяженность временных перемычек и

участков линий.

1.2 Техническое задание на проектирование

Исходные данные для проектирования электроснабжения:

1. Электроснабжение осуществляется от подстанции Киваи 110/10кВ по воздушной линии напряжением 10 кВ (основное питание). Резервное питание от подстанции Логоватое 110/10кВ по воздушной линии 10 кВ длиной 9 км.

2. Расстояние проектируемой подстанции закрытого типа от подстанции Киваи - 10,7 км.

3. Напряжение всех электроприемников - 380/220 В.

4. Электроприемники I категории - пожарные насосы на ферме суммарной мощностью 50 кВт.

5. Предусмотреть автоматическое включение резервного электроснабжения.

6. Район по толщине стенки гололеда - 1.

7. Роза ветров - преимущественно юго-западное направление.

8. Коррозийная активность грунта - низкая.

9. Тариф на электроэнергию двухставочный: основная плата за 1 кВт заявленной мощности 59,5 руб. (1 кВт/мес.), дополнительная плата 52 коп./кВт·ч.

10. Потребители с суммарной максимальной нагрузкой Р_макс= 184 кВт при коэффициенте мощности соsц = 0,876.

11. Выполнить замену трансформаторных подстанций ТП-1, ТП-2 и ТП-3 одной подстанцией закрытого типа ЗТП 10/0,4 с двумя трансформаторами по 160 кВА.

2. Расчетная часть

2.1 Обработка графика нагрузок

Основными требованиями при выборе числа и мощности трансформаторов являются: надежность электроснабжения потребителей (учет категории приемников электроэнергии в отношении требуемой надежности), а также минимум приведенных затрат на трансформаторы с учетом динамики роста электрических нагрузок.

При выборе числа, мощности и типа силовых трансформаторов для питания электроприемников жилых домов будем руководствоваться следующими положениями, изложенными в СНИП-174-75:

1. Мощность трансформаторов должна выбираться с учетом допустимой нагрузки в нормальном и послеаварийном режиме работы.

2. Число трансформаторов определяется исходя из обеспечения надежности питания с учётом категории потребителей.

3. Двухтрансформаторные подстанции сооружаются при сосредоточении значительных нагрузок в месте установки подстанций. Электроснабжение электроприемников II категории должно иметь резервирование.

4. Должна учитываться возможность расширения или развития подстанций с установкой более мощных трансформаторов на тех же фундаментах.

Мощность силовых трансформаторов в нормальных условиях должна обеспечивать питание всех приемников электроэнергии.

Мощность силовых трансформаторов выбирают с учетом экономически целесообразного режима работы и соответствующего обеспечения резервирования питания потребителей при отключении одного трансформатора и того, что нагрузка трансформаторов в нормальных условиях не должна (по нагреву) вызывать сокращения естественного срока его службы.

Необходимость обеспечения требуемого качества напряжения у потребителей при изменяющейся нагрузке (ГОСТ 13109-87) требует применения на подстанциях 35 кВ и выше трансформаторов, с встроенными устройствами, для автоматического регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

Исходя из того, что приемники электроэнергии рассматриваемого района относятся к II и III категории, то для обеспечения требуемой надежности электроснабжения на ПС 110/10 должно быть установлено два трансформатора. Трансформатор выбирается с учетом компенсации реактивной мощности и с учетом развития на 5 лет (плюс 25% от S_р).

Номинальная мощность каждого из трансформаторов должна удовлетворять условию

S_т.ном.>(0,65-0,7)·S_макс . (2.1)

На подстанции выбрано два трехфазных трансформатора одинаковой мощности S_т.ном=2,5 МВ·А, максимальная зимняя нагрузка S_макс.= 1,02 МВ·А отсюда

S_т.ном.> 0,7·1,02; S_т.ном.> 0,71 МВ·А. (2.2)

В полученном значении мощности одного трансформатора уже учтен коэффициент 1,4 корректирующий номинальную мощность трансформаторов подстанции в сторону увеличения при систематических и аварийных перегрузках, например, при отказе одного из трансформаторов подстанции. Систематическая перегрузка трансформаторов возможна за счет неравномерной нагрузки в течение суток, а также за счет недоиспользования ее при сезонных колебаниях при условии нормального износа изоляции.

Строим суточный график нагрузок трансформаторов на основе зимних замеров на ПС «Ковалихинская», которые приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Данные зимних замеров на ПС «Ковалихинская»

Время t, ч	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Smaх,МВ·А	0,72	0,62	0,78	0,80	0,80	0,83	0,85	0,89	0,92	0,92	0,89	0,84

Время t, ч	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
Smax,МВ·А	0,82	0,90	0,90	0,92	0,95	0,97	0,96	1,00	1,02	0,93	0,90	0,82

Для трансформаторов с системами охлаждения М,Д,ДЦ, и Ц допускается в течение не более 5 суток перегрузка на 40%, но не более 6 часов в сутки, если коэффициент начальной нагрузки К₁ не превышает 0,93. Уточним мощность трансформаторов ПС полученных расчетным путем S_ном.= 1,02 МВ·А с мощностью трансформаторов выпускаемых промышленностью. Ближайшим по значению номинальной мощности к расчетной является трансформатор ТМН-2500-110/10 . Проверим этот трансформатор на соответствие допустимых аварийных и систематических перегрузок.

Рисунок 2.1 - Суточный график нагрузок трансформаторов

Коэффициент начальной нагрузки К₁ определяется по формуле

К₁= 1/S_ном.· , (2.3)

где S₁, S₂,…S_m- значения нагрузки меньшее S_т.ном в интервалах времени t₁, t₂,… t_m, S_ном>S_сред .

К₁=.

Так как максимальная зимняя нагрузка меньше номинальной мощности трансформатора, то коэффициент максимальной нагрузки К₂^' рассчитывать не нужно. Наш трансформатор проходит по всем параметрам. Было бы лучше поставить трансформатор меньшей мощности, но промышленность выпускает трансформаторы на напряжение 110 кВ с минимальной мощностью 2,5 МВА

Принимаем к установке на проектируемом объекте трансформатор Биробиджанского трансформаторного завода.

Таблица 2.2 - Параметры сети электроснабжения фермы и электрооборудования трансформаторной подстанции и компенсирующей установки

№	Наименование	Значение
1.	Трансформаторная подстанция КТП №1	ЗКТПБ/М/
2.	Активная расчётная нагрузка, кВт	157
3.	Реактивная расчётная нагрузка, квар	95
4.	Полная расчётная нагрузка, кВА	184
5.	Общая площадь объекта, м2	5680
6.	Категория электроприёмников	II и III
7.	загрузки транс-ра,
8.	Удельная плотность мощности, кВА/м2	0,034
9.	Тип и мощность трансформатора: Основного Резервного	ТМ - 160 ТМ - 160
10.	Вносимая реактивная мощность, квар	181,5
11.	Мощность компенсирующей установки, квар	100

2.2 Выбор главной схемы подстанции

Выбор схемы электрических соединений является важным и ответственным этапом проектирования подстанций. От выбранной схемы зависит надежность работы электроустановки, ее экономичность, оперативная гибкость (т.е. приспособляемость к изменяющимся условиям работы) и удобство эксплуатации, безопасность обслуживания, возможность расширения.

Изменять схему подстанции по ВН «Две рабочие и обходная системы шин» мы не будем, так как она обладает высокой надежностью, гибкостью и удобством эксплуатации, позволяет вывести в ремонт любой элемент схемы при сохранении питания потребителей и транзита, способствует развитию энергосистемы, соответственно увеличению числа присоединений.

Недостатком данной схемы является большое количество разъединителей, т.е. возможность ошибочных действий обслуживающим персоналом при проведении переключений. Но при соблюдении правил эксплуатации и техники безопасности персоналом подстанции ошибочных действий быть не должно.

2.3 Расчет потерь мощности в выбранных трансформаторах

Расчет потерь мощности в выбранных трансформаторах необходим для определения затрат на возмещение потерь электроэнергии.

Потери активной (кВт) и реактивной (квар) мощностей в трансформаторах определяют по формулам:

, (2.4)

, (2.5)

где и - потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

- ток холостого хода трансформатора, %;

u_кз - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

N - количество трансформаторов;

- фактический коэффициент загрузки трансформаторов.

Уточняем нагрузку в сети 0,4 кВ с учетом реальных потерь в выбранных трансформаторах:

. (2.6)

Из справочных данных находим для трансформатора мощностью 160 кВА с первичным напряжением 10 кВ его параметры:

ДР_хх = 0,56 кВт; ДР_кз = 2,65 кВт; i_xx = 2,4%; u_кз = 4,5%. (2.7)

Рассчитаем потери активной мощности в трансформаторах:

ДР_Т1+Т = 2(0,56 + 2,65·0,55) = 4,04 кВт. (2.8)

Потери реактивной мощности:

ДQ_T1+Т2 = 2·160(0,024+0,045·0,55) = 14,02 квар. (2.9)

Результаты расчёта потерь вносим в таблицу 2.3.

Уточним нагрузки с учетом реальных потерь в выбранных трансформаторах. В нормальном режиме работы сети 0,4 кВ с исходными данными:

Расчётные мощности потребителей от трансформатора Т1

Р_р1 = 112 кВт; Q_р1 = 85 квар (2.10)

ДР_Т1 = 2,02 кВт; ДQ_T1 = 7,01 квар. (2.11)

Максимальная нагрузка на трансформатор Т1

кВА. (2.12)

Таблица 2.3 - Расчет потерь мощности в трансформаторах

№ nn	Параметр	Трансформаторы Т1,Т2
		ТМН 2500/100
1.	Количество, n, шт Мощность, ST, кВА	2 160
2.	Потери холостого хода, ДPхх, кВт	0,56
3.	Потери короткого замыкания, ДPкз, кВт	2,65
4.	Ток холостого хода, iхх, %	2,4
5.	Напряжение КЗ, uкз, %	4,5
6.	Коэффициент загрузки, Вф	0,55
7.	Активные потери, ДРТi, кВт	2х2,02
8.	Реактивные потери, ДQTi, квар	2х7,01
Потери в нормальном режиме, ДРТ1/ДQT1	2,02 кВт/7,01 квар
Потери в поставарийном режиме, ДРТ1/ДQT2	2,02 кВт/7,01 квар

Расчётные мощности потребителей от трансформатора Т2

Р_р2 = 72 кВт; Q_р2 = 10 квар (2.13)

ДР_Т2 = 2,02 кВт; ДQ_T2 = 7,01 квар. (2.14)

Максимальная нагрузка на трансформатор Т2

кВА. (2.15)

В послеаварийном режиме работы сети 0,4 кВ только для потребителей II категории надёжности (работает только Т1):

Р_р1 = 112 кВт; Q_р1 = 85 квар (2.16)

ДР_Т1 = 2,02 кВт; ДQ_T1 = 7,01 квар. (2.17)

Максимальная нагрузка на трансформатор Т1

кВА. (2.18)

Полученные данные расчетов сводим в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 - Расчётные нагрузки с учетом реальных потерь в трансформаторах

№ nn	Параметр	Режим работы сети
		Нормальный	Послеаварийный
		Т1	Т2	Т1	Т2
1.	Активная мощность, Рр, кВт	112	72	112	-
2.	Активные потери, ДРТi, кВт	2,02	2,02	2,02	-
3.	Реактивная мощность, Qp, квар	85	10	85	-
4.	Реактивные потери, ДQTi, квар	7,01	7,01	7,01	-
5.	Мощность БК, Qбк, квар	75	75	75	-
6.	Полная мощность, Sp, кВА	146,5	76	146,5	-

2.4 Выбор и расчёт сечений линий электропередачи

Определение числа линий электропередачи в настоящее время приняты следующие основные принципы построения схем внутреннего электроснабжения:

1. Число отходящих от трансформаторной подстанции линий не должно превышать 4-х.

2. Работа линий и трансформаторов должна быть раздельной, так как параллельная работа приводит к увеличению токов КЗ, удорожанию релейной защиты, особенно на коротких линиях внутри объекта.

3. Воздушные линии напряжением 0,38 кВ располагают преимущественно вдоль одной стороны дорог.

Распределение электроэнергии по рекомендациям СН-174-75 может быть выполнено радиальной, магистральной или смешанной схемой. Выбор зависимости от территориального размещения нагрузок, их величины, от требуемой степени надёжности питания и других характерных особенностей проектируемого объекта.

В практике проектирования электроснабжения предприятий крупные и ответственные потребители обычно подсоединяются к источнику электроэнергии по радиальным схемам. Средние и мелкие потребители группируются, а их электроснабжение проектируется по магистральному принципу. Такое решение позволяет создать схему внутреннего электроснабжения с наилучшими технико-экономическими показателями.

2.4.1 Выбор расчётной схемы сети и расчёт нагрузок линий

С учётом коэффициента к_о одновременности активную расчётную нагрузку i-й линии определим по выражению:

Р_Л.i = к_о·, (2.19)

где Р_Д.i - дневная нагрузка i-го потребителя в данной линии. Если нагрузки потребителей различаются более чем в 4 раза, наименьшие нагрузки Р_Д.j складываем без учёта коэффициента одновременности в соответствии с формулой:

Р_Л.i = к_о·+ (2.20)

Полная расчётная мощность определяется с учётом коэффициента мощности нагрузок

S_р = Р_Л.i/cosц. (2.21)

В соответствии с расчётной схемой определим расчётные нагрузки линий.

Линия 1:к_о = 0,85;cosц_14,15 = 0,78;

Р_Л.1 = 0,85(10 +20) = 25,5 кВт; (2.22)

S_рЛ1 = 25,5/0,78 ? 33 кВА. (2.23)

Линия 2: к_о = 0,85;cosц₁₃ = 0,78; cosц₁₁ = 0,86;

Р_Л.2 = 0,85(10 + 5)= 12,8 кВт; (2.24)

S_рЛ2 = 8,5/0,78 +4,25/0,86 ? 16 кВА. (2.25)

Линия 3:к_о = 0,8;cosц_6,7,12 =1; cosц_5,9 = 0,86;

Р_Л.3 = 0,8(10+5+5)+(3 +1) = 20 кВт; (2.26)

S_рЛ3 =10+10/0,86+3+1 ? 28 кВА. (2.28)

Линия 4:к_о=0,85; cosц_1,3=1; cosц₂=0,82; cosц₄=0,78; cosц₈=0,86;

Р_Л.4 = 0,85(45+20)+(6 +6 +5) = 72,25 кВт; (2.29)

S_рЛ4 =6+6+45/0,82+20/0,78+5/0,86 ? 88 кВА. (2.30)

Линию 1, проходящую вблизи воздушных линий 10кВ, выполним кабелем, чтобы избежать пересечения воздушных линий. Остальные линии принимаем воздушными линиями электропередачи.

2.4.2 Выбор сечения проводов и расчёт потерь напряжения

Прокладку кабеля по территории осуществляем в воздухе. Предусматриваем применение кабеля марки ААШв с алюминиевыми жилами в алюминиевой защитной оболочке с наружным покровом из поливинилхлоридного шланга.

Выбор сечения кабельной линии осуществляем по экономической плотности тока i_эк с дальнейшей проверкой по техническим условиям. К техническим условиям относят проверку сечений по нагреву расчётным током в режиме наибольших нагрузок и послеаварийном режиме.

Нестандартное экономически целесообразное сечение кабеля F_э выбираем по экономической плотности тока по формуле:

F_Э = I_p/i_Эк, (2.31)

гдеI_р - расчётный ток кабельной линии, А.

Согласно ПУЭ [3] при годовом максимуме нагрузки Т_макс< 5000 ч и использовании в качестве проводника - алюминия i_Эк =1,4 А/мм².

Расчётный ток кабельной линии определяем по формуле:

, А (2.32)

гдеS_p - полная расчётная мощность электроприёмников в линии, кВА.

Расчётный ток линии 1

= 50,1 А. (2.33)

Сечение жилы кабеля линии 1

F_Э.Л1 = 50,1/1,4 = 35,8 мм².

Полученное значение сечения жилы округляем до меньшего стандартного значения. Принимаем [2] F_Э.ст= 35 мм² (r₀=0,89 Ом/км; х₀=0,064 Ом/км).

Так как кабель проложен в воздухе, то для данного сечения кабеля

I_доп = 65 А.

Найденное по справочнику сечение проверяем по нагреву.

В нормальном рабочем режиме:

К_t· К_аI_доп ? I_р, (2.16)

гдеК_t - коэффициент учёта температуры среды, отличной от расчётной;

К_а - коэффициент учёта расстояния в свету между кабелями, проложенными рядом и их количеством;

I_доп - длительный допустимый ток для кабеля, А.

Принимаем К_t=1, т.к. длительно допустимая температура жилы кабеля с бумажной изоляцией на напряжение 0,66 кВ составляет +65⁰С, а температура среды составляет +15^о С. Тогда в соответствии с формулой (2.16) имеем

65А > 50А,

следовательно, сечение жил кабеля проходит в нормальном рабочем режиме. В послеаварийном режиме, учитывая возможность 30 % перегрузки линии:

1,3 К_t· К_аI_доп ? I_п/ав, (2.34)

гдеI_п/ав - максимальное значение тока кабеля в послеаварийном режиме, которое определяется для однотрансформаторной подстанции с резервированием формулой:

. (2.35)

Максимальное значение тока кабеля в послеаварийном режиме

? 60 А. (2.37)

Условие для послеаварийного режима

1,3·65 = 84,5 А > 60 А. (2.38)

Данное условие также выполняется.

К техническим условиям относят также проверку по потере напряжения:

в рабочем режиме:

? 5% (2.39)

в послеаварийном режиме:

? 10% (2.40)

гдеl - длина кабельной линии, км;

х₀, r₀ - удельные активное и индуктивное сопротивления жилы кабельной линии, Ом/км.

Находим потерю напряжения в кабеле в рабочем и послеаварийном режимах:

= 2,1% < 5%.

Проверка сечений по термической стойкости проводится после расчётов токов короткого замыкания.

Далее определяем потери в кабельной линии:

-активной мощности

, кВт (2.41)

-реактивной мощности

, квар (2.42)

-активной электроэнергии

, МВтч/год, (2.43)

где - потери в изоляции кабеля, определяемые как

. (2.44)

Так как, - величина сравнительно небольшая и в расчётах учитывается только при высоких напряжениях;

- время максимальных потерь, определяемое по формуле:

Определяем потери активной мощности в кабельной линии 1:

Р_кл1 = 3·50,1·0,12·0,89 = 0,016 кВт.

Потери реактивной мощности в этой же линии 1:

Q_кл1 = 3·50,1·0,12·0,064 = 0,001 вар.

Потери активной электроэнергии в кабельной линии 1:

ДW_Кл1 = 0,016·2846 = 45,5 кВт·ч/год.

Рассчитаем сечения проводов воздушных линий электропередачи и потери напряжения в них, используя для участка линии формулу:

ДU_{участка} = ДU_уд·S_{расч.участка}·l_{участка}. (2.45)

Принимая провод 3А35+А35 (r₀ = 0,83 Ом/км) для участка ДU_2-1-11 и провод 3А50+А50 (r₀ = 0,588 Ом/км) для остальных участков, рассчитаем потери напряжения на участках линии 2:

ДU_2-1-11= 0,83·5·0,104 = 0,43%;

ДU_2-2-1 = 0,588·16·0,132 = 1,24%;

ДU_2-2-1-13 = 0,588·10,9·0,031 = 0,2%.

Наибольшая потеря напряжения в линии 2 составит сумму потерь на участках:

ДU_2макс = ДU_2-2-1+ ДU_2-1-11;

ДU_2макс = 1,24+ 0,43 = 1,67% < ДU_доп= 5%.

Следовательно, выбранные сечения проводов удовлетворяет условию по допустимой потере напряжения в линии 2. Принимаем провод 3А35+А35 на участках ДU_3-3-9, ДU_3-3-7, ДU_3-3-6, ДU_3-2-5, ДU_3-1-12, остальные участки выполним проводом 3А50+А50 (r₀ = 0,588 Ом/км). Потери напряжения на участках линии 3:

ДU_3-3-9= 0,83·4,6·0,036 = 0,14%;

ДU_3-3-7 = 0,83·10·0,025 = 0,21%;

ДU_3-3-6 = 0,83·3·0,015 = 0,04%;

ДU_3-2-3-3= 0,588·17,6·0,062 = 0,64%;

ДU_3-2-5 = 0,83·4,7·0,085 = 0,33%;

ДU_3-1-3-2 = 0,588·27,2·0,105 = 1,68%;

ДU_3-1-12 = 0,83·0,8·0,016 = 0,01%;

ДU_3-3-1 = 0,588·28·0,121 = 1,99%.

Наибольшая потеря напряжения в линии 3 состоит из потерь на участках:

ДU_3макс = ДU_3-3-1+ ДU_3-1-3-2+ ДU_3-2-3-3+ ДU_3-3-7;

ДU₃ = 1,99 + 1,68 + 0,64 + 0,21 = 4,52% < ДU_доп= 5%.

Принимаем провод 3А70+А70 (r₀ = 0,42 Ом/км) для участков ДU_4-4-1, ДU_4-1-4-2, ДU_4-2-4-2-1, ДU_4-2-1-2-2, для ДU_4-1-2, ДU_4-1-2 и ДU_4-2-2-4 - провод 3А50+А50 и провод 3А35+А35 - для ДU_4-2-2-8, ДU_4-2-1-3. Тогда потери напряжения на участках линии:

ДU_4-2-2-8= 0,83·5·0,049 = 0,20%;

ДU_4-2-2-4 = 0,42·21,8·0,042 = 0,38%;

ДU_4-2-1-2-2 = 0,42·26,8·0,038 = 0,43%;

ДU_4-2-1-3= 0,83·6·0,042 = 0,21%;

ДU_4-2-4-2-1 = 0,42·32,8·0,121 = 1,67%;

ДU_4-2-1 = 0,588·6·0,015 = 0,05%;

ДU_4-1-4-2 = 0,42·38,8·0,095 = 1,55%;

ДU_4-1-2 = 0,588·46,7·0,035 = 0,96%;

ДU_4-4-1 = 0,42·85,5·0,046 = 1,65%.

Наибольшая потеря напряжения в линии 4 складывается из потерь на участках:

ДU_4макс = ДU_4-4-1+ ДU_4-1-4-2+ ДU_4-2-4-2-1+ ДU_4-2-1--2-2;

ДU₄ = 1,65 + 1,55 + 1,67 + 0,43 = 4,47% < ДU_доп= 5%.

2.5 Расчет токов короткого замыкания

Назначение и порядок выполнения расчетов. Расчеты токов КЗ необходимы для:

- сопоставления, оценки и выбора главных схем электрических станций, сетей и подстанций;

- выбора и проверки электрических аппаратов и проводников;

- проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики;

- определения влияния токов нулевой последовательности линий электропередачи на линии связи;

- проектирования заземляющих устройств;

- анализа аварий в электроустановках и электрических системах;

- оценки допустимости и разработки методики проведения различных испытаний в электрических системах;

- анализа устойчивости работы энергосистем.

Для решения большинства задач, встречающихся на практике, принимают ряд допущений, которые значительно упрощают расчеты, не внося при этом существенных погрешностей. При расчетах токов КЗ допускается не учитывать:

- сдвиг по фазе ЭДС и изменение частоты вращения роторов синхронных генераторов, компенсаторов и электродвигателей, если продолжительность КЗ не превышает 0,5 с;

- ток намагничивания силовых трансформаторов и автотрансформаторов;

- насыщение магнитных систем электрических машин;

- поперечную емкость воздушных линий электропередачи напряжением 110--220 кВ, если их длина не превышает 200 км, и напряжением 330--500 кВ, если их длина не превышает 150 км;

- при расчете периодической составляющей тока КЗ -- активные сопротивления элементов электроэнергетической системы, в частности воздушных и кабельных линий электропередачи, если результирующее эквивалентное активное сопротивление относительно точки КЗ не превышает 30 % результирующего эквивалентного индуктивного сопротивления. Однако активное сопротивление необходимо учитывать при определении постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ Т_а.

Составим схему замещения линии 1 электропередачи сети 0,38 кВ. Намечаем на схеме замещения расчётные точки 1 и 14. В точке 15 ток однофазного КЗ не учитываем, т.к. он заведомо больше, чем в точке 14 (длина участка до т. 15 короче, чем до т.14). Рассчитываем параметры схемы замещения линии 1.

Сопротивления прямой последовательности трансформатора [4], приведённые к ступени низшего напряжения

r_T1 = 17,5 мОм ; (2.46)

х_Т1 = 41,5 мОм.

Активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности трансформатора Т1, обмотки которого соединены по схеме «звезда-звезда с нулем», принимаем по данным таблицы п.5.3 [4]

r_T0 = 10 r_T1 =175 мОм;х_Т0 = 7 х_Т1 =290,5 мОм.

Сопротивления прямой последовательности с учётом двух болтовых соединений на фазу шинопровода ШРА73-400:

r_ш1 = 0,006·2 + 0,15•0,7 = 0,012 + 0,105 = 0,1117 мОм;

х_ш1 = 0,17•0,7 = 0,119 мОм.

Активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности фазы шинопровода принимаем по рекоменциям [4] как

r_ш0 = r_ш1 + 3r_N = 0,105 +3·0,162 = 0,591 мОм;

х_ш0 =7,5 х_ш1 = 7,5·0,119 = 0,893 мОм.

Активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности участка 1-2 кабельной линии с жилами А35 (r₀ = 0,89 Ом/км, х₀ = 0,064 Ом/км):

r_1-21 = 0,89·0,09 = 80 мОм;

х_1-21 = 0,064·0,09 = 5,8 мОм.

Полное сопротивление нулевой последовательности участка 1-2 из кабеля ААШв (табл.п.6.13 [4]):

z_1-20 = 1,83·0,09 = 164,7 мОм.

Для участка 2-14 кабельной линии:

r_2-141 = 0,89·0,033 = 29,4 мОм;

х_2-141 = 0,064·0,033 = 2,1 мОм;

z_2-140 = 1,83·0,033 = 60,4 мОм.

Определяем сопротивления прямой последовательности до точки 1

R_1У = 17,5 + 0,117 = 17,62 мОм;

Х_1У = 41,5 + 0,119 = 41,62 мОм

и рассчитываем ток трёхфазного КЗ в этой точке 1:

I_{КЗ.макс} = 5,1 кА.

Проверяем предельную отключающую способность предохранителя ПП 40 с предельным током вставки I_пр = 200 кА:

I_пр ? ; (2.47)

I_пр = 200 кА ? ·1,5·5,1 = 10,8 кА.

Условие (3.2) выполняется, значит, выбранный предохранитель ПП 40 при максимальном расчётном токе КЗ не разрушится. Рассчитаем минимальный ток КЗ в точке 14. Суммарные сопротивления линии до точки 14 равны

r_1У = 17,62 + 29,4 = 47,02 мОм;

х_1У = 41,62 + 2,1 = 43,72 мОм;

z_0У = 164,7 + 60,4 = 225,1 мОм.

Ток однофазного КЗ в точке 14 будет равен

2,4 кА.

По графику время - токовой характеристики плавкой вставки (рис.6.2 [4]) принятый предохранитель при токе 2,4 кА разорвёт цепь за 0,05 с. Следовательно, выбранный предохранитель ПП 40 проходит.

Проверим чувствительность и быстродействие защит линий 4, 2 и 3 предохранителями ПП 40 с плавкими вставками на 160А, 40А и 63А.

Сопротивления прямой последовательности до точек «0» линий:

R_1У = 17,5 + 0,117 = 17,62 мОм;

Х_1У = 41,5 + 0,119 = 41,62 мОм

и рассчитываем ток трёхфазного КЗ в этой точке «0»:

I_{КЗ.макс} = 5,1 кА.

Предельная отключающая способность предохранителей ПП 40 с предельным током I_пр = 200 кА:

I_пр = 200 кА ? ·1,5·5,1 = 10,8 кА.

Предохранители выбраны правильно по предельной отключающей способности и не разрушатся при максимальном токе КЗ

Таблица 2.5-Результаты расчёта параметров схем замещения ВЛ 10кВ

Элемент цепи	Сопротивления прямой последовательности, мОм	Сопротивления обратной последовательности, мОм
	активное	реактивное	активное	реактивное
Трансформатор	17,5	41,5	175	290,5
Шины РУ 0,4	0,117	0,119	0,591	0,893
Участки линии № 2	0а	r0=0,588 Ом/км 77,6	x0=0,297 Ом/км 39,2	1,18	0,62
	а13	r0=0,588 Ом/км 11,7	x0=0,297 Ом/км 6,2
	а11	r0=0,83 Ом/км 86,3	x0=0,308 Ом/км 32,0	1,7	0,64
Участки линии № 3	0а	r0=0,588 Ом/км 71,1	x0=0,297 Ом/км 35,9	1,18	0,62
	аб	r0=0,588 Ом/км 63,5	x0=0,297 Ом/км 32,1
	бв	r0=0,588 Ом/км 36,5	x0=0,297 Ом/км 18,4
	а12	r0=0,83 Ом/км 13,3	x0=0,308 Ом/км 4,9	1,7	0,64
	б5	r0=0,83 Ом/км 70,5	x0=0,308 Ом/км 26,2
	в6	r0=0,83 Ом/км 12,4	x0=0,308 Ом/км 4,6
	в7	r0=0,83 Ом/км 20,7	x0=0,308 Ом/км 7,7
	в9	r0=0,83 Ом/км 29,9	x0=0,308 Ом/км 11,1
Участки линии № 4	0а	r0=0,42 Ом/км 19,3	x0=0,283 Ом/км 13,0	0,84	1,62
	аб	r0=0,42 Ом/км 39,9	x0=0,283 Ом/км 26,9
	бв	r0=0,42 Ом/км 51,2	x0=0,283 Ом/км 34,5
	вг	r0=0,42 Ом/км 16,0	x0=0,283 Ом/км 10,7
	г4	r0=0,42 Ом/км 17,6	x0=0,283 Ом/км 11,9
	а2	r0=0,588 Ом/км 21,8	x0=0,297 Ом/км 11,0	1,18	0,62
	б1	r0=0,83 Ом/км 12,4	x0=0,308 Ом/км 4,6	1,7	0,64
	в3	r0=0,83 Ом/км 34,9	x0=0,308 Ом/км 12,9
	г8	r0=0,83 Ом/км 40,7	x0=0,308 Ом/км 15,1

Определим минимальные токи КЗ в линиях. С учётом схемы линии 2 суммарные сопротивления от точки «0» до точки «11»:

r_1У = 17,62 + 77,6 + 86,3 = 181,5 мОм;

х_1У = 41,62 + 39,2 + 32 = 112,8 мОм;

r_0У = 175,591 + 1,18 + 1,7 = 178,5 мОм;

х_0У = 291,393 + 0,62 + 0,64 = 292,6 мОм.

Суммарные сопротивления от точки «0» до точки «13»:

r_1У = 17,62 + 77,6 + 11,7 = 106,9 мОм;

х_1У = 41,62 + 39,2 + 6,2 = 87,0 мОм;

r_0У = 175,591 + 2·1,18 = 177,9 мОм;

х_0У = 291,393 +2·0,62 = 292,6 мОм.

Ток однофазного КЗ воздушной линии

(2.48)

где К_СЗ = 0,77 с учётом трёхметровой длины вертикальных заземлителей и III зоны климата;

K_R = K_X = 0,96 - поправочные коэффициенты на заземлители.

1,044 кА.

1,332 кА.

По наименьшему из токов КЗ проверяем быстродействие предохранителя с номинальным током плавкой вставки 40А. Быстродействие плавкой вставки 40А при токе 1,044 кА составляет 1с. Предохранитель ПП40 удовлетворяет.

Из анализа схемы замещения линии №3 видно, что наименьшие токи КЗ могут возникнуть в точке «5» или в точке «9». Определим суммарные сопротивления от точки «0» до точки «5»:

r_1У = 17,62 + 71,1 + 63,5 + 70,5 = 222,7 мОм;

х_1У = 41,62 + 35,9 + 32,1 + 26,2 = 135,8 мОм;

r_0У = 175,591 + 2·1,18 + 1,7 = 179,6 мОм;

х_0У = 291,393 + 2·0,62 + 0,64 = 293,3 мОм.

Ток однофазного КЗ в точке «5» воздушной линии №3:

0,894 кА.

Суммарные сопротивления в линии №3 от точки «0» до точки «9»:

r_1У = 17,62 + 71,1 + 63,5 + 36,5 + 29,9 = 218,6 мОм;

х_1У = 41,62 + 35,9 + 32,1 + 18,4 +11,1 = 139,1 мОм;

r_0У = 175,591 + 3·1,18 + 1,7 = 180,8 мОм;

х_0У = 291,393 + 3·0,62 + 0,64 = 293,9 мОм.

Ток однофазного КЗ в точке «9» воздушной линии №3:

0,893 кА.

Так же ток КЗ, равный 893А, приведёт к расплавлению плавкой вставки 63А, защищающей линию №3 за время около 1,4 с, что приемлимо.

На основании анализа схемы замещения линии №4 принимаем, что наименьший ток КЗ будет в точке «8». Определим суммарные сопротивления до этой точки:

r_1У = 17,62 + 19,3 + 39,9 + 51,2 + 16 + 40,7 = 184,7 мОм;

х_1У = 41,62 + 13 + 26,9 + 34,5 + 10,7 + 15,1 = 141,8 мОм;

r_0У = 175,591 + 4·0,84 + 1,7 = 180,6 мОм;

х_0У = 291,393 + 4·1,62 + 0,64 = 298,5 мОм.

Ток однофазного КЗ в точке «8» воздушной линии №4:

0,973 кА.

Видим, что ток 973А, расплавит плавкую вставку на 160А за 1,2 с.

2.6 Выбор главных и токоведущих частей

Принимаем для электроснабжения трансформарную подстанцию закрытого типа на два трансформатора 110/10кВ типа ТФЗМ 110-У1 с АВР. Конструкция подстанции включает двухэтажное здание, силовые трансформаторы Т1 и Т2. Конструкция здания позволяет использовать трансформаторы мощностью до 400 мВА для перспективного увеличения нагрузки.

РУ 10кВ расположено на 2-м этаже здания и укомплектовано камерами одностороннего обслуживания типа КСО-366. Для резервного ввода установлены две камеры КСО-272.

Щит 10 кВ расположен на 1-м этаже и укомплектован панелью отходящих линий и распределительными панелями серии ЩО70. Здесь же смонтированы групповые щитки электрического освещения, обогрева и вентиляции, кнопочный пост управления и магнитный пускатель аварийной вентиляции, а также шкафы счётчиков электроэнергии и трансформатор 220/36В ремонтного освещения. Защита групповых щитков выполнена плавкими предохранителями. Для обогрева счётчиков электроэнергии использованы лампы накаливания 100 Вт 220В. Технологический обогрев камер КСО - 366 и КСО - 272 в РУ 10кВ производится двумя электропечами, включаемыми автоматически при температуре в помещении подстанции ниже -20⁰С. Аварийная вытяжная вентиляция, осуществляется в соответствии с ПУЭ [5], и рассчитана на 5-кратный обмен воздуха в течение часа.

В камерах силовых трансформаторов размещены разрядники РВН-1У1, которые присоединены к выводам 10кВ. В силовых цепях РУ 10кВ устанавливаем выключатели нагрузки ВНР-10 и ВНР-10п, а также масляный выключатель ВМПП-10 с разъединителями типа РВФЗ-10.

Заземление секций сборных шин 10кВ (принята одинарная, разделённая на две секции система шин) выполнено стационарными заземляющими ножами РВ-10. Разрядники и трансформаторы напряжения (для учёта электроэнергии на стороне 10кВ) подключены через разъединители типа РВЗ-10.

В соответствии с ГОСТ 687--78Е выключатели характеризуются следующими параметрами:

1) номинальный ток отключения I_{откл.ном} -- наибольший ток КЗ (действующее значение), который выключатель способен отключить при напряжении, равном наибольшему рабочему напряжению при заданных условиях восстанавливающегося напряжения и заданном цикле операций. Ток КЗ состоит из периодической и апериодической составляющих. Номинальный ток отключения определяется действующим значением периодической составляющей в момент расхождения контактов;

2) допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения в_норм, %, которое определяется по кривой

. (2.49)

Нормированное значение в_н определяется для момента расхождения контактов ф = t _зmin+t _с.в =0,01 + t_с.в .

Если ф >0,09 с, то принимают в_норм=0;

3) цикл операций -- выполняемая выключателем последовательность коммутационных операций с заданными интервалами между ними;

4) стойкость при сквозных токах - характеризуется токами термической стойкости I_тер и электродинамической стойкости i_дин (действующее значение), i_дин -- наибольший пик (амплитудное значение); эти токи выключатель выдерживает во включенном положении без повреждений, препятствующих дальнейшей работе. Завод-изготовитель должен выдерживать соотношение

i_дин=2,55·I _{откл.ном};

5) номинальный ток включения -- ток КЗ, который выключатель с соответствующим приводом способен включить без приваривания контактов и других повреждений, при U_ном и заданном цикле. В каталогах приводится действующее значение этого тока I _вкл._ном и амплитудное значение i _вкл._ном .

Выключатели конструируются таким образом, что соблюдаются условия

I _вкл._ном ? I _откл._ном;

i _вкл._ном ?1,8 I _откл._ном;

6) собственное время отключения t _с.в-- интервал времени от момента подачи команды на отключение до момента прекращения соприкосновения дугогасящих контактов.

Время отключения t_откл.в -- интервал времени от подачи команды на отключение до момента погасания дуги во всех полюсах.

Время включения t _вкл.в -- интервал времени от момента подачи команды на включение до возникновения тока в цепи;

7) параметры восстанавливающегося напряжения определяются в соответствии с нормированными характеристиками собственного переходного восстанавливающегося напряжения (ПВН).

Выбор выключателей представлен в таблице 2.6.

Таблица 2.6 - Выбор выключателей на стороне 110кВ

Условия выбора	Расчётные величины	Каталожные данные выключателя ВНР-10/1000У1
1	2	3
Uc = Uн	Uн = 110 кВ	Uн = 110 кВ
1	2	3
Iраб.утяж ? Iн	Iраб.утяж = 17,59 А	Iн = 1000 А
Iпt ? Iотк	Iп t = 8,964 кА	Iотк = 20 кА
iat ? ia ном	iat = 3,818 кА,	iaном = 20 кА,
Iпо ? Iдин	Iпо = 8,964 кА	Iдин = 50 кА
Iуд ? Iдин.макс	iуд = 22,818 кА	Iдин макс = 76 кА
Вк ? Iтер.2• tтер	Вк = 8,42 кАІ·с	Вк = 2400 кАІ·с

Выбор разъединителей на стороне ВН

К разъединителям предъявляются следующие требования:

- создание видимого разрыва в воздухе, электрическая прочность которого соответствует максимальному импульсному напряжению;

- электродинамическая и термическая стойкость при протекании токов короткого замыкания;

- исключение самопроизвольных отключений;

- чёткое включение и отключение при наихудших условиях работы (обледенение, ветер).

Разъединителем разрешается также производить операции, если он надежно шунтирован низкоомной параллельной цепью (шиносоединительным или обходным выключателем).

Выбор разъединителей выполняется:

- по напряжению установки ;

- по рабочему току ;

- по конструкции;

- по электродинамической стойкости ;

- по термической стойкости .

Выбор разъединителей на стороне 110 кВ представлен в таблице 2.7.

Таблица 2.7 - Выбор разъединителей на стороне 110 кВ

Условия выбора	Расчётные величины	Каталожные данные разъединителя РНДЗ-1-110/1000 У1
Uc = Uн	Uн = 110 кВ	Uн = 110 кВ
Iраб.утяж ? Iн	Iраб.утяж = 17,59 А	Iн = 1000 А
Iуд ? Iдин.макс	iуд = 22,818 кА	Iдин макс = 80 кА
Вк ? Iтер.2• tтер	Вк = 8,42 кАІ·с	Вк = 1000 кАІ·с

Выбор трансформаторов тока на стороне ВН

Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформатор тока характеризуется номинальным коэффициентом трансформации

, (2.50)

где I _1ном и I _2ном -- номинальные значения первичного и вторичного тока соответственно.

Токовые цепи измерительных приборов и реле имеют малое сопротивление, поэтому трансформатор тока нормально работает в режиме, близком к режиму КЗ. Если разомкнуть вторичную обмотку, магнитный поток в магнитопроводе резко возрастет, так как он будет определяться только МДС первичной обмотки. В этом режиме магнитопровод может нагреться до недопустимой температуры, а на вторичной разомкнутой обмотке появится высокое напряжение, достигающее в некоторых случаях десятков киловольт.

Из-за указанных явлений не разрешается размыкать вторичную обмотку трансформатора тока при протекании тока в первичной обмотке. При необходимости замены измерительного прибора или реле предварительно замыкается накоротко вторичная обмотка трансформатора тока (или шунтируется обмотка реле, прибора).

Трансформатор тока выбирают:

- по напряжению установки ;

- по рабочему току ; номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

- по конструкции и классу точности;

- по электродинамической стойкости

; ,

где - ударный ток КЗ по расчёту;

- кратность электродинамической стойкости по каталогу;

- номинальный первичный ток трансформатора тока;

- ток электродинамической стойкости;

- по термической стойкости ; ,

где - тепловой импульс по расчёту;

- кратность термической стойкости по каталогу;

- по вторичной нагрузке ,

где -вторичная нагрузка трансформатора;

- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Индуктивное сопротивление токовых обмоток невелико, поэтому . Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов

. (2.51)

Сопротивление приборов определяется по выражению

, (2.52)

где - мощность, потребляемая приборами;

- вторичный номинальный ток прибора.

Сопротивление контактов принимаем 0,1Ом. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие

, (2.52)

откуда . (2.53)

Сечение соединительных проводов определяем по формуле

, (2.54)

где - удельное сопротивление провода с алюминиевыми жилами;

- расчётная длина, зависящая от схемы соединения трансформатора тока.

Расчет вторичной нагрузки трансформаторов тока представлен в таблице 2.8.

Таблица 2.8 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип	Нагрузка по фазам, В·А
		А	В	С
1	2	3	4	5
Амперметр	Э-350	0,5	-	-
Ваттметр	Д-350	0,5	-	0,5
1	2	3	4	5
Счётчик активной и реактивной мощности	СЭТ-4ТМ.02	2,0	2,0	2,0
Итого:	3	2	2,5

Самая нагруженная Фаза «А». Общее сопротивление приборов

Ом.

На основании приведенных расчетов выбираем трансформатор тока

ТФЗМ 110-У1[12].Его каталожные данные представлены в таблице 2.6.

Для ТФЗМ 110-У1 рассчитаем сопротивление нагрузки

; (2.55)

Ом.

Допустимое сопротивление провода

Ом.

Для подстанции применяем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого 100 м, трансформаторы тока соединены в неполную звезду, поэтому , тогда:

; (2.56)

мм².

Принимаем к установке контрольный кабель АКРВГ-10Ч6 с жилами сечением 6мм²[18].

Ом.

Таким образом, вторичная нагрузка составляет

Ом.

Таблица 2.8 - Выбор трансформатора тока 110кВ

Расчётные данные	Данные ТФЗМ-110Б
=110 кВ	=110 кВ
=17,59 А	=600 А
=22,818 кА	=150 кА
=8,42 кА2·с	=1874 кА2·с
=1,04 Ом	=1,2 Ом

Выбираем трансформатор тока ТФЗМ-110-У1 с коэффициентом трансформации 600/5А, класс точности 0,5;10Р/10Р.

Выбор трансформаторов напряжения на стороне ВН. Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100/ В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Номинальный коэффициент трансформации определяется следующим выражением:

(2.57)

где U_1ном U_2ном -- номинальные первичное и вторичное напряжения.

Рассеяние магнитного потока и потери в сердечнике приводят к погрешности измерения

. (2.58)

Так же как и в трансформаторах тока, вектор вторичного напряжения сдвинут относительно вектора первичного напряжения не точно на угол 180°. Это определяет угловую погрешность.