Проект транзитной подстанции 220/110/10 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru

АННОТАЦИЯ

В данном дипломном проекте проектируется транзитная подстанция 220/110/10 кВ. Связь с системой по ВЛ 220 кВ и по ВЛ 110 кВ, потребитель предприятие НПЗ, P_{220транзит}=820 МВт, P₁₁₀=70 МВт; P₁₀=80 МВт. Коэффициенты мощности cosц₁₀=0,9; cosц₁₁₀=0,88. Время использования максимальной нагрузки по графику нагрузки. Мощность КЗ энергосистемы S_н.о.220=4000 МВА L₂₂₀=120 км. Мощность энергосистемы на 110 кВ составляет S_н.с.1.110=2700 МВА Х=2; L₂₂₀=31 км,.

В данном проекте составляется два варианта структурной схемы, производится выбор трансформаторов, расчет количества линий, выбор схем распределительных устройств, разрабатывается схема питания собственных нужд подстанции. Для этой схемы производится расчет токов короткого замыкания. По полученным данным расчета токов короткого замыкания производим выбор выключателей, разъединителей, токоведущих частей подстанции.

В проекте выполняется чертеж полной принципиальной схемы подстанции, а также разрез ячейки РУ.

Проектируемая подстанция предназначена для работы в умеренном климате.

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергетика - составляющая часть энергетики, обеспечивающая электрификацию хозяйства страны на основе рационального производства и распределения электроэнергии. Электроэнергетика отличается большим районообразующим значением. Она имеет очень важное преимущество перед энергией других видов - относительную легкость передачи на большие расстояния, распределения между потребителями, преобразования в другие виды энергии (механическую, химическую, тепловую, свет). Передача энергии на большие расстояния способствует более эффективному освоению топливно-энергетических ресурсов независимо от их удаленности от места потребления.

Специфической особенностью электроэнергетики является то, что ее продукция не может накапливаться для последующего использования, поэтому потребление соответствует производству электроэнергии и во времени, и по количеству (с учетом потерь).

Становление электроэнергетики России связано с планом ГОЭЛРО (1920 г.) сроком на 15 лет, который предусматривал строительство 10 ГЭС общей мощностью 640 тыс. кВт. План был выполнен с опережением: к концу 1935 г. было построено 40 районных электростанций.

Таким образом, план ГОЭЛРО создал базу индустриализации России, и она вышла на второе место по производству электроэнергии в мире.

Россия не только полностью обеспечена топливно-энергетическими ресурсами, но и экспортирует их.

Последние 50 лет электроэнергетика является одной из наиболее динамично развивающихся отраслей народного хозяйства России. Обеспечивая научно-технический прогресс, она решающим образом воздействует не только на развитие, но и на территориальную организацию производительных сил. Основное потребление электроэнергии в настоящее время приходится на долю промышленности, в частности тяжелой индустрии (машиностроения, металлургии, химической и лесной промышленности).

В промышленности электроэнергия применяется в действие различных механизмов и самих технологических процессах; без нее невозможно действие современных средств связи и развитие кибернетики, вычислительной и космической техники.

Электроэнергетика способствует увеличению плотности размещения промышленных предприятий. В местах больших запасов энергетических ресурсов концентрируются энергоемкие (производство алюминия, магния, титана, ферросплавов) и теплоемкие (производство химических волокон, глинозема) производства, в которых доля топливно-энергетических затрат в себестоимости готовой продукции значительно выше, чем в традиционных отраслях.

Велико значение электроэнергии в сельском хозяйстве, транспортном комплексе и в быту.

В данном проекте будет проектироваться транзитная подстанция, питающая НПЗ.

1. СОСТАВЛЕНИЕ ДВУХ ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ

При проектировании электроустановки до разработки главной схемы составляется структурная схема выдачи электроэнергии, на которой показываются основные функциональные части электроустановки и связь между ними. Эта структурная схема будет вести к дальнейшей разработке более подробной и полной принципиальной схемы, а также для общего ознакомления с работой электроустановки.

1.1 Первый вариант. В данном случае предлагается установить два автотрансформатора

Рисунок 1.1 - Структурная схема первого варианта

1.2 Второй вариант. Во втором варианте предлагается установить два автотрансформатора для двухобмоточных трансформатора

трансформатор ток замыкание напряжение

Рисунок 1.2 - Структурная схема второго варианта

2. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Нормами технологического проектирования [2] рекомендуется устанавливать на ПС два трансформатора (автотрансформатора), так как в случае отключения одного из них, оставшийся в работе смог частично или полностью обеспечить потребителей электроэнергией. Если же установить три и более трансформатора, то это, как правило, будет нецелесообразно, так как такая установка приведёт к значительному увеличению капиталовложений в схему распределительного устройства.

Расчет номинальной единичной мощности трансформатора производим по формуле [6]:

(2.1)

где 1,4 - значение коэффициента, учитывающего нагрузочную способность;

k_отк - доля потребителей, отключение которых допускается в аварийных режимах (в данном случае k_отк=0, так как металлургическая промышленность является потребителем I категории надежности);

n_Т - число параллельно работающих трансформаторов.

Ближайшим по номинальной мощности является однофазные автотрансформаторы типа АТДЦТН-125000/220/110/11,параметры которого приведены в таблице 2.1.

Для второго варианта планируется установка двух автотрансформаторов с коэффициентом трансформациии 220 /110 кВ и двух трансформаторов с коэффициентов трансформации 220/10 кВ.

Из таблицы 2.4 [4] выбираем трансформаторы типа АТДЦТН-63000/220 и ТРДЦН-100000/220, параметры которого приведены в таблице 2.1.

Т а б л и ц а 2.1 - Технические данные силового трансформатора

Тип	Sном, МВА	UН,ВН, кВ	UН,СН, кВ	UН,НН, кВ	uk, % ВН-СН ВН-НН СН-НН	?Рk.з., кВт	?Рх.х., кВт	Iх.х., %
АТДЦТН-125000/220	125	230	121	11	11 45 28	315	65	0,45
АТДЦТН-63000/220	63	230	121	11	11 35 22	200	37	0,45
ТРДН-100000/220	80	230	-	11	12,5	340	102	0,65

Затем проводим проверку допустимости систематических нагрузок и аварийных перегрузок для всех намеченных вариантов. Для этого рассчитывается тепловой режим трансформаторов. Расчет ведется при условиях когда один трансформатор, по каким либо причинам, выведен из работы, и вся нагрузка приходится на один, оставшийся в работе, трансформатор.

Произведем расчет температуры в установившемся тепловом режиме. Для этого приведем график суточной нагрузки, и для упрощения и уменьшения объема расчетов преобразуем его в график годовой нагрузки.

Рисунок 2.1 - Суточный график нагрузки

Рисунок 2.2 - Годовой график нагрузки

Произведем вычисление температуры для наиболее нагретой точки в установившемся тепловом режиме для всех участков графика t1 - t5 для расчета относительного термического износа изоляции трансформатора.

На участке t1:

(2.2)

где и_а=20 ?С - температура охлаждающей среды;

?и_br=78 ?С - превышение температуры наиболее нагретой точки;

R=6 - отношение потерь;

x=1,0 - показатель степени масла;

?и_imr=46 ?С - превышение средней температуры масла;

y=1,6 - показатель степени обмотки;

H_qr=22 ?С - градиент температуры наиболее нагретой точки;

K - коэффициент нагрузки.

(2.3)

(2.4)

Подставляя в формулу (2.4) значение мощности соответствующее первой ступени годового графика нагрузок, и считая по формулам (2.2) и (2.3), получаем:

К=0,87;

и_h1=89 ?С.

На участке t2:

Подставляя в формулу (2.4) значение мощности соответствующее второй ступени годового графика нагрузок, и считая по формулам (2.2) и (2.3), получаем:

К=0,74;

и_h2=86 ?С.

На участке t3:

Подставляя в формулу (2.4) значение мощности соответствующее третей ступени годового графика нагрузок, и считая по формулам (2.2) и (2.3), получаем:

К=0,64;

и_h3=81 ?С.

На участке t4:

Подставляя в формулу (2.4) значение мощности соответствующее четвертой ступени годового графика нагрузок, и считая по формулам (2.2) и (2.3), получаем:

К=0,57;

и_h4=76 ?С.

На участке t5:

Подставляя в формулу (2.4) значение мощности соответствующее пятой ступени годового графика нагрузок, и считая по формулам (2.2) и (2.3), получаем:

К=0,53;

и_h5=72 ?С.

Определим относительный годовой износ изоляции трансформатора по формуле:

(2.5)

где Т=8760 ч - число часов в году.

Относительный износ изоляции трансформаторов оказался небольшим по значению, и, следовательно, трансформаторы способны стабильно и надежно работать в течение длительного периода времени даже при увеличении потоков мощностей при растущей потребляемой мощности предприятий металлургической промышленности.

3. РАСЧЕТ КОЛИЧЕСТВА ЛИНИЙ

На подстанциях на высоком напряжении количество линий определяют по формуле:

(3.1)

где P_1Л=100…200 МВт - пропускная способность линии 220 кВ.

Определяем общее количество линий:

Округляя в большую сторону для удобства расчетов и надежности, примем количество линий равным семи (n_Л,ВН=7).

Определяем количество транзитных линий:

Округляя в большую сторону для удобства расчетов и надежности, примем количество линий равным шести (n_Л,ВН=6).

Число линий на СН 110 кВ определяется по формуле:

где P_1Л=25…50 МВт - пропускная способность линии.



Округляя в большую сторону для удобства расчетов и надежности, примем количество линий равным трем (n_Л,СН=3).

На РУ 10 кВ количество линий определяется экономической плотностью тока, зависящая от вида проводника, числа часов использования максимальной нагрузки, региона, где проложен проводник и прочих.

Для начала определим максимальный ток линий, отходящих к потребителю по формуле:

Далее определим суммарное сечение всех кабельных линий, которые отходят к потребителю по формуле:

(3.2)

где j_Э - экономическая плотность тока, определяемая по справочникам ПУЭ [1].

Согласно НТП [2] на подстанциях необходимо использовать кабели с алюминиевыми жилами. Из ПУЭ [1] находим, что при Т_max>5000 ч для алюминиевых кабелей экономическая плотность тока равна 1,2 А/мм².

.

Принимая за экономическое сечение одной кабельной линии 185 мм², произведем расчет количества отходящих линий:

,

Для надежности и простоты вычислений примем количество отходящих линий равным двадцати двум (n_Л,НН=22).

Согласно НТП [2], от распределительного устройства 10 кВ к потребителю должны отходить кабели из сталеалюминиевой проволоки. Так как не известны условия прокладки кабелей, выберем кабель ААШв (кабель с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией, пропитанной вязким составом, в алюминиевой оболочке).

Из справочника [3] определим значение допустимого продолжительного тока для данного кабеля, и произведем проверку по допустимому току:

, (3.3)

где I_max,1Л - максимальный ток, протекающий по одной линии.

Выбранные кабели проходят по допустимому току.

Расчет количества линий для обоих вариантов одинаков.

4. ВЫБОР СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

4.1 Выбор схемы распределительного устройства на высоком напряжении 220 кВ

Распределительное устройство высокого напряжения имеет более пяти присоединений. Согласно стандарту организации ОАО «ФСК ЕЭС» [5], для подстанций с пятью и более присоединениями на напряжение 110…220 кВ применяется схема схема с двумя рабочими и одной обходной системами шин.

Рисунок 4.1 - Схема РУВН для первого варианта

Рисунок 4.1 - Схема РУВН для второго варианта

4.2 Выбор схемы распределительного устройства на стороне среднего напряжения

Распределительное устройство высокого напряжения имеет более пяти присоединений. Согласно стандарту организации ОАО «ФСК ЕЭС» [5], для подстанций с пятью и более присоединениями на напряжение 110…220 кВ применяется схема схема с двумя рабочими и одной обходной системами шин.

Рисунок 4.2 - Схема РУСН для обоих вариантов одинаковая

4.3 Выбор схем РУ на низком напряжении

Для РУ 6-35 кВ применяется схема с одной секционированной системой сборных шин. На каждую цепь необходим один выключатель, который служит для включения и отключения цепи в нормальном и аварийном режиме. Достоинством схемы является простота. Операции с разъединителями необходимы только при выводе присоединения в целях обеспечения безопасного производства работ. Вследствие однотипности простоты операций с разъединителями аварийность из-за неправильных действий с ними дежурного персонала мала, что относятся к достоинствам рассматриваемой схемы. Помимо этого авария на сборных шинах приводит к отключению только одного источника и половины потребителей;

Вторая секция и все присоединения к ней остаются в работе.

Недостатки схемы РУ напряжением 6-35 кВ:

При повреждении и последующем ремонте одной секции ответственные потребители, нормально питающиеся с обеих секций, остаются без резерва, а потребители, нерезервированные по сети, отключаются на все время ремонта и источник питания отключается на все время ремонта.

Схема с одной секционированной системой сборных шин применяется для подстанций на напряжение 6-35 кВ и для питания собственных нужд станций, где возможно применение КРУ.

Количество отходящих линий равняется двадцати двум.

Рисунок 4.4- Схема секционированной системы шин

Выбор схем РУНН для обеих вариантов одинаков.

5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВЫБРАННЫХ ВАРИАНТОВ

ТЭС производится по методу приведенных затрат.

З- затраты, тыс.руб., которые определяется по формуле

З=К+С, (5.1)

где, К- капитальные затраты на приобретенный монтаж и наладку оборудования берутся по Б.Н. Неклепаеву [ стр.191 ], тыс.руб;

- нормативный коэффициент эффективности который зависит от срока окупаемости и для энергетики равен 0,12;

С- эксплутационные расходы, тыс.руб.

Эксплутационные расходы С, тыс.руб., определяется по формуле

С=, (5.2)

где, - стоимость потерь на электрическую энергию, тыс.руб.;

- амортизационные отчисления на ремонт и обслуживание оборудования, стоимость расходов на заработную плату.

Стоимость потерь на электрическую энергию , тыс.руб., определяется

=*, (5.3)

где, - стоимость 1 потерянной энергии определяется по М.Н. Околовичу [стр. 79], коп/;

- потери электрической энергии в трансформаторах, .

Потери электрической энергии в двухобмоточных трансформаторах ,, определяется по формуле

; (5.4)

где, ,- соответственно потери мощности на х.х. и к.з., берутся по паспортным данным трансформатора, кВт;

Т- число часов работы трансформатора, принимается по Л.Д. Рожковой ( стр.395), ч.

- максимальная мощность передаваемая через трансформатор, МВА;

- номинальная мощность трансформатора, МВА;

- продолжительность максимальных потерь, определяем по Л.Д. Рожковой ( стр. 396), ч.

Потери электрической энергии в трехобмоточном трансформаторе определяется по формуле

, (5.5)

Где, - максимальная мощность передаваемая по обмотке ВН;

- максимальная мощность передаваемая по обмотке СН;

- максимальная мощность передаваемая по обмотке НН.

Стоимость , тыс.руб., определяется по формуле

=0,09К (5.6)

При расчете капитальных затрат К, тыс.руб, учитывается только разница в оборудовании, рассматриваемых вариантов.

Таблица 2-капитальные затраты.

Наименование оборудования	Стоимость единиц,тыс.руб.	1 Вариант	2 Вариант
		Количество, шт.	Суммарная стоимость,тыс.руб.	Количество, шт.	Суммарная стоимость,тыс.руб.
АТДЦТН-125000/220	58500	2	117000	-	-
АТДЦТН-63000/220	47700	-	-	2	95400
ТРДЦН-80000/220	46980	-	-	2	93960
ОРУ-220 кВ	1560	-	-	2	3120
ОРУ-110 кВ	1050	-	-	-	-
Итого		-	117000		192480

Рассчитываем потери электрической энергии в автотрансформаторах и трехобмоточном трансформаторе.

Вариант I

кВтч;

т.руб.

т.руб.

С=7813,1+10530=18343,1 т.руб.

З=117000*0,12+18343,1=32383,1 т.руб.

Рассчитываем потери электрической энергии в двухобмоточном автотрансформаторе и трансформаторе.

Вариант II

кВтч

кВтч

2*(557592+1759407)=9268 т.руб.

=0,09*192480=17323,2 т.руб.

С=9268+17323,2=26591,2 т.руб.

З=192480*0,12+26591,2 =49688,8 т.руб.

Из технико-экономического сравнения видно, то, что 1 вариант экономичнее второго.

В дальнейшем расчеты ведутся для первого варианта.

6. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД

Мощность потребителей собственных нужд невелика, следовательно, они могут присоединяются к электросети 380/220 В, получающую питание от понижающих трансформаторов.

Мощность трансформаторов собственных нужд, в свою очередь, выбирается исходя из значений нагрузок собственных нужд, которые рассчитываются в таблице 6.1.

Т а б л и ц а 6.1 - Общие нагрузки собственных нужд подстанции

Наименование приемников	уст. мощность	kс	Расчетная нагрузка
	Ед, кВтЧшт	Всего, кВт		летом	Зимой
				P, кВт	Q, кВАр	P, кВт	Q, кВАр
Освещение ОРУ-220	-	11,2	0,5	5,6	-	5,6	-
Освещение ОРУ-110	-	11,2	0,5	5,6	-	5,6	-
Освещение ЗРУ и ОПУ	-	2,2	0,6	1,32	-	1,32	-
Отопление ЗРУ и ОПУ	-	28	1,0	-	-	28	-
Аппараты связи	-	1,0	1,0	1,0	-	1,0	-
Охлаждение трансформаторов	50Ч2	100	1,0	100	62	100	62
Постоянно включенные лампы	-	1,0	1,0	1,0	-	1,0	-
			У	114,52	62	142,52	62

Расчетная нагрузка считается по формуле:

(6.1)

Расчетная нагрузка летом:

;

Расчетная нагрузка зимой:

НТП [2] предписывают устанавливать на всех подстанциях не менее двух трансформаторов собственных нужд. Мощность каждого трансформатора собственных нужд с низким напряжением 0,4 кВ не должна превышать 630 кВА для подстанций 110-500 кВ.

При использовании на подстанции с постоянным дежурством двух трансформаторов собственных нужд можно допустить, что каждый из них способен на перегрузку на 30 % в течение двух часов после аварийного отключения.

Расчет единичной мощности трансформатора собственных нужд:

Трансформаторы собственных нужд должны работать раздельно на стороне низшего напряжения с АВР.

Выберем трансформатор собственных нужд типа ТСЗ-400/10, с учетом расширения нагрузки собственных нужд.

Т а б л и ц а 6.2 - Технические данные трансформатора собственных нужд

Тип	Sном, МВА	UН,ВН, кВ	UН,НН, кВ	uk, %	?Рk, кВт
ТСЗ-160/10	0,4	10	0,4	4,5	0,51

Схема питания собственных нужд представлена следующим образом:



Рисунок 6.1 - Схема питания собственных нужд

7. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчеты токов КЗ необходимы:

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

- выбора и проверки электрических аппаратов и проводников;

- проектирования и настройки устройств РЗ и автоматики;

- проектирования заземляющих устройств;

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

- анализа аварий в электроустановках и электрических системах;

- анализа устойчивости работы энергосистем.

7.1 Составление расчетной схемы

Расчетная схема электроустановки - упрощенная однолинейная схема установки с указанием всех элементов, а также их параметров, влияющие на токи КЗ и, следовательно, они должны быть учтены при выполнении операций расчета. Вид расчетной схемы будет следующим:

Рисунок 7.1 - Расчетная схема

7.2 Составление схемы замещения цепи и определение ее параметров

Схема замещения - электрическая схема, соответствующая по исходным данным расчетной схеме, но в которой все магнитные связи заменены электрическими.

Рисунок 7.2 - Схема замещения

Расчет параметров схемы замещения, а также токов КЗ произведем приближенно в относительных единицах. Базисную мощность условно примем S_б=1000МВА для упрощения выполнения вычислительных операций.

,

,

,

,

,

.

7.3 Расчет тока короткого замыкания в точке К1

Рисунок 7.3 - Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К1 (а - исходная схема, б - схема, приведенная к простейшему виду)

Произведем расчет периодического тока КЗ:

Т.к. системы С1; С2 входят в состав единой энергосистемы и имеют одинаковое ЭДС, то предлагается совместить их ветви.

Произведем расчет апериодической составляющей тока КЗ:

(7.1)

где T_а=0,03 с (таблица 3.8 [6]);

ф=0,1 c.

Произведем расчет ударного тока КЗ:

(6.2)

где k_уд=1,65 - ударный коэффициент (таблица 3.8 [6])

.

Так как источником является энергосистема (источник бесконечной мощности) , то

I_п.о.=I_п.ф.=8,3 кА.

7.4 Расчет тока короткого замыкания в точке К2

Рисунок 7.4 - Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К2

(а - исходная схема, б - приведение к простейшему виду)

Произведем расчет периодического тока КЗ:

Произведем расчет апериодической составляющей тока КЗ:

где T_а=0,05 с (таблица 3.8 [6]);

ф=0,1 c.

Произведем расчет ударного тока КЗ:

где k_уд=1,65 - ударный коэффициент (таблица 3.8 [6])

.

Так как источником является энергосистема (источник бесконечной мощности) , то I_п.о.=I_п.ф.=10,9 кА.

7.5 Расчет тока короткого замыкания в точке К3

Рисунок 6.5 - Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К3

(а - исходная схема, б - приведение к простейшему виду)

Рассчитаем периодический ток КЗ:

В данном случае необходимо использовать метод наложения. В первом случае рассматривается генерирование только от системы С1, при этом генерация от системы С2 не учитывается. Во втором случае учитывается генерация от системы С2, а генерация от С1 не учитывается. Далее результаты обоих расчетов суммируются.

Рассчитаем апериодическую составляющую тока КЗ:

где T_а=0,1 с (таблица 3.6 [6]);

ф=0,1 c.

Произведем расчет ударного тока КЗ:

где k_уд=1,71 - ударный коэффициент (таблица 3.8 [6])

.

Так как источником является энергосистема (источник бесконечной мощности) , то I_п.о.=I_п.ф.=51 кА.

Результаты расчетов токов КЗ сведем в таблицу.

Т а б л и ц а 6.1 - Сводная таблица токов КЗ

Точки КЗ	IП.0, кА	iаф, кА	iуд, кА	Iп.ф., кА
К1	8,3	0,65	19,3	8,3
К2	10,9	0,89	25,5	10,9
К3	51	6,12	123	51

8. ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ И РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ

8.1 Выберем выключатель на стороне 220 кВ

На стороне ВН 220 кВ устанавливаем выключатель элегазовый баковый типа ВЭБ-220-40/2500.

Принцип работы выключателей основан на гашении электрической дуги потоком элегаза или газовой смеси, который создается за счет перепада давления, обеспечиваемого автогенерацией, т.е. тепловой энергии дуги и поршневым устройством в дугогасительной камере.

Включение выключателя осуществляется подачей напряжения на электромагнит включения, который выбивает собачку включения из-под ролика рычага. Рычаг, получив возможность вращения, отклоняется под действием зуба и тем самым освобождает ведущий рычаг, который под действием рабочих пружин увлекает за собой ведомый рычаг, соединенный с изоляционной тягой механизма управления выключателя. Она в свою очередь через рычаги передает движение контактами дугогасительных камер и через упорную пластину пружинам отключения отключающего устройства которые сжимаются, подготавливая операцию отключения. Выключатель включен. В начале поворота рычагов в направлении включения выключателя происходит включение катушки пускателя электродвигателя завода пружин, пружины сжимаются, подготавливая новую операцию включения.

Выключатель имеет два соленоида отключения. Ключ управления выключателем и защиты воздействуют одновременно на оба соленоида. Питание основного соленоида отключения осуществляется через автомат «Цепи управления и автоматики», а резервного - через автомат «Питание резервного соленоида».

Отключение выключателя осуществляется подачей напряжения на электромагнит отключения, который поворачивает собачку отключения, давая возможность повернуться промежуточному рычагу находящегося под действием зуба. Промежуточный рычаг освобождает ведомый рычаг и отключающие пружины устройства отключения, которые приводят в движение изоляционную тягу, соединенную через рычаги с тягами полюсов выключателя которые соединены с подвижными контактами дугогасительных камер. Под действием отключающих пружин происходит движение вниз подвижных контактов. При отключении сначала размыкаются главные контакты при замкнутых дугогасительных, а затем размыкаются дугогасительные. Выключатель отключен.

Включение выключателя осуществляется за счет энергии включающих пружин привода, а отключение - за счет энергии пружины отключающего устройства выключателя.

Завод пружин привода может выполняться тремя способами:

- вручную;

- с помощью электродвигателя, управляемого вручную;

- электродвигателем, работающим в автоматическом режиме.

Вручную пружины взводятся, как правило, при отсутствии электропитания электродвигателя. Завод пружин осуществляется путем вращения червячного вала редуктора с помощью рукоятки по ходу часовой стрелки. Вращать вал нужно до момента переключения блока контактов, т.е. до достижения кулаком положения, при котором он не будет мешать операции включения.

Завод пружин с помощью электродвигателя, управляемого вручную (кнопкой «Пуск» в шкафу управления), чаще всего используется при регулировочных работах и ремонте. Перед заводом пружин необходимо ключ режимов перевести в положение «Ручной», и подать питание на электродвигатель кнопкой «Пуск». Двигатель запустится, и пружины будут взводиться до момента отпускания кнопки «Пуск».

Автоматический завод пружин имеет место при нормальной эксплуатации привода, при котором ключ режимов находится в положении «Автомат».

Контроль давления элегаза осуществляется электроконтактным сигнализатором давления показывающего типа, установленным на каждом полюсе. Сигнализатор давления снабжен устройством температурной компенсации, приводящим показания давления к температуре +20 ?С, и двумя парами нормально замкнутых контактов. Первая пара контактор размыкается при снижении давления до 6,2 кгс/см² (0,62 МПа), подавая сигнал и необходимости пополнения полюса элегазом или газовой смеси. Вторая пара размыкается при давлении 6,0 кгс/см² (0,60 МПа), и блокирует подачу команды на электромагниты управления ВГТ.

Устройство подогрева привода выключателя состоит из:

- двух блоков, размещенных на днище шкафа у его боковых дверей, каждый из которых содержит по 2 трубчатых электронагревателя (ТЭН) мощность 400 Вт установленной в нижней части плиты панели с термодатчиком и контактором автоматического управления работой ТЭНов;

- постоянно включенного резистора антиконденсатного подогрева мощностью 50 Вт.

Автоматическое включение основного обогрева (ТЭНов) обеспечивается при температуре в шкафу привода 1±1 ?С, отключение при температуре 8±2 ?С.

Т а б л и ц а 7.1 - Технические данные выключателя ВЭБ-220

Тип	Uн, кВ	Iн, кА	Iотк,н, кА	вн, %	iдин, кА	iвкл.н, кА	Iтер, кА	tтер, c	tс.в, c
ВЭБ-220/2500	220	2,5	40	40	102	102	40	3	0,035

Проверим выключатель по условиям КЗ.

На ток отключения:

На возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:

На электродинамическую стойкость:

На термическую стойкость:

Выбранный выключатель проходит по всем условиям КЗ.

8.2 Выберем разъединители на стороне 220 кВ

Выбираем разъединитель наружной установки серии РГ-220/1000 УХЛ1, поставляемый фирмой «ЭТМ-Росэнергосистемы». Разъединители серии РГ с нормальным уровнем изоляции по ГОСТ 1516.3, как и разъединители с повышенной электрической прочностью, выполнены с улучшенными эксплуатационными свойствами. Присоединительные размеры новых разъединителей выбраны с учетом возможности установки их на существующие опорные конструкции разъединителей серии РДЗ.

Разъединители представляют собой двухколонковые аппараты с поворотом контактных ножей в горизонтальной плоскости. Разъединители состоят из главной токоведущей системы, опорно-поворотной изоляции, несущей рамы и заземлителей.

Контактные ножи разъединителей на номинальные напряжения 500 кВ выполнены из медных шин, к которым закреплены ламели из бронзового сплава и контакты типа «кулачок». Выводные контакты выполнены с переходными контактными роликами и герметично закрыты.

Это обеспечивает стабильное контактное нажатие в течение всего срока службы и небольшие усилия оперирования на рукоятке ручного привода. Контактирующие поверхности разъемного и выводного контактов покрыты серебром.

Изоляторы разъединителей выполнены из высокопрочного фарфора. Разъединители на номинальные напряжения 500 кВ также изготавливаются на полимерных изоляторах.

Несущая рама состоит из двух швеллеров с установленными на них поворотными основаниями. Основания разъединителей РГ-110 закреплены к швеллерам на шпильках с возможностью регулировки наклона основания. Заземлители выполнены из алюминиевых труб, к которым закреплены ламели из бронзового сплава, которые при включении врубаются в пластинчатые контакты на контактных ножах. Контур заземления замыкается через гибкий проводник, соединяющий вал зеземлителей и цоколь ведущего или ведомого полюсов.

Т а б л и ц а 7.2 - Технические данные разъединителя РГ-220

Тип	Uн, кВ	Iн, А	iдин, кА	Iтер, кА	tтер, с
РГ-220/2000 УХЛ1	220	1000	102	40	3

Проверим разъединитель на электродинамическую стойкость:

Проверим разъединитель на термическую стойкость:

Выбранный разъединитель проходит по всем условиям КЗ.

8.3 Выберем выключатель на стороне СН

В качестве выключателя на стороне СН 110 кВ выберем выключатель типа ВЭБ-110/2500.

Т а б л и ц а 7.3 - Технические данные выключателя ВЭБ-110/2500

Тип	Uн, кВ	Iн, кА	Iотк,н, кА	вн, %	iдин, кА	iвкл.н, кА	Iтер, кА	tтер, c	tс.в, c
ВЭБ-110/2500	110	2,5	40	40	102	102	40	3	0,035

Проверим выключатель по условиям КЗ.

На ток отключения:

На возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:

На электродинамическую стойкость:

На термическую стойкость:

Выбранный выключатель проходит по всем условиям КЗ.

8.4 Выберем разъединители на стороне 110 кВ

В качестве разъединителя на стороне СН 110 кВ выберем РГ-110/1000.

Т а б л и ц а 7.4 - Технические данные разъединителя РГ-110/1000.

Тип	Uн, кВ	Iн, А	iдин, кА	Iтер, кА	tтер, с
РГ-110/1000 УХЛ1	110	1000	102	40	3

Проверим разъединитель на электродинамическую стойкость:

Проверим разъединитель на термическую стойкость:

Выбранный разъединитель проходит по всем условиям КЗ.

8.5 Выбор выключателей в цепи отходящих линий 10 кВ

Выключатель типа ВБЭ-10-40/6303150 УХЛ2 проходит по всем условиям. КРУ выбираем типа КМ 1 со встроенными втычнами контактами.

Условие 8.5 не выполняется, т.е. 20 кА51 кА.

Для ограничения тока КЗ в цепях устанавливается сдвоенный реактор.

Максимальный ток продолжительного режима работы каждой линии равен 217,3 А.

Максимальный ток реактора I_мах , А, определяется по формуле

I_мах = 11*I_{мах 1л} (8.2)

I_мах = 11*217,3 = 2390,2 А.

Намечаем установить сдвоенный реактор серии РБГ с номинальным током ветви 2500 А.

Результирующее сопротивление в цепи КЗ, при отсутствии реактора, Х_рез, Ом, определяется по формуле

; (8.3)

Х_рез = Ом.

Требуемое сопротивление в цепи КЗ из условия обеспечения номинальной отключающей способности выключателя Х_рез, Ом, определяется по формуле

, (8.4)

Х_рез= Ом.

Требуемое сопротивление реактора для ограничения тока КЗ Х_р^тр, Ом, определяется по формуле

Х_р^тр=Х_рез-Х_рез, (8.5)

Х_р^тр= 0,32-0,13=0,19 Ом.

Выбирается реактор РБГ 10-2500-0,2УЗ.

Результирующие сопротивление в цепи КЗ с учетом реактора Х_рез, Ом, определяется по формуле

Х_рез= Х_р + Х_рез , (8.6)

Х_рез= 0,2+0,13=0,33 Ом.

Фактическое значение периодической составляющей тока КЗ за реактором I_п,о, кА, определяется по формуле

I_п,о= (8.7)

I_п,о= кА.

Проверка стойкости реактора в режиме КЗ:

- на электродинамическую стойкость

i_У = *К_У*I_п,о; (8.8)

- на термическую стойкость

В_к = I_Т²*t_Т; (8.9)

- на остаточное напряжение на шинах

U_ост% = 65% (8.10)

- на потерю напряжения

(8.11)

где К_св - коэффициент связи, берется по Б.Н. Неклепаеву №4 ,С.350, и составляет 0,52.

i_уд = *1,9*19,3=51,7 кА,

В_к = 19,3²*0,1=37,3 кА²*с,

U_ост= 0,2*% 65%

2%

Расчетные и каталожные данные выключателя приведены в таблице 8.

Таблица 8 - Расчетные и каталожные данные выключателя в цепи отходящих линий

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВБЭ-10-20/6302500 УХЛ2
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
Iмах = 217,3 А	Iном =630-2500 А
Iп,о = 19,3 кА	Iном.отк = 20 кА
iа, = 9,12 кА	Iа,ном = =11,28 кА
iу = 51,7 кА	Iдин = 100 кА
Вк = 19,32*0,1=37,3 кА2*с	Вк = 402*3 = 4800 кА2*с

9. ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ

9.1 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 220 кВ

Выбор измерительных трансформаторов тока.

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. Трансформаторы тока устанавливаются в водах выключателя.. Трансформаторы тока выбирают по напряжению и максимальному току цепи. ВЭБ-220 имеет встроенные трансформаторы тока в вода, необходимо проверить их и выбрать соответствующий коэффициент трансформации.

Т а б л и ц а 9.1 - Технические данные встроенных трансформатора тока

Тип	Uн, кВ	IнII, А	IнI, А	Iтер, кА	iдин, кА	крат. обмотки	Sн, ВА
				1 с	3 с			изм. об.	защ. об.
ТВ-220	220	1	600	40	31,5	102	10	20	30

Проверим выбранный трансформатор тока.

На электродинамическую стойкость:

На термическую стойкость:

На вторичную нагрузку:

; (9.1)

;

Так как индуктивное сопротивление приборов очень мало, то считают что :

; (9.2)

Представим определение потребляемой мощности приборов в виде таблицы.

Т а б л и ц а 9.2 - Приборы, нагружающие трансформатор тока

Наименование приборов	тип	Sприб, ВА
Амперметр	Э-390	0,5
Ваттметр	Д-390	2
Варметр	Д-390	2
Счетчик активной энергии	ЦЭ 6808В	0,1
Счетчик реактивной энергии	ЦЭ 6811	0,3
	У	4,9



Так как число приборов больше трех, то сопротивление контактов примем равным r_конт=0,1 Ом.

На подстанциях с высшим напряжением 500 кВ во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами [6] (с=0,0283).

По условию прочности сечение алюминиевых жил не должно быть меньше 4 мм² [1].

;

Определяем сечение проводов:

Выбираем кабель АКПсВБ-4 (контрольный кабель с алюминиевыми жилами, с полиэтиленовой изоляцией, с оболочкой из свинца). Зная сечение кабеля, определяем истинное значение r_пров:

Таким образом, вторичная нагрузка равна:

.

Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем требованиям.

Выбор измерительных трансформаторов напряжения.

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 и 100/v3 В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы напряжения выбираются по номинальному напряжению установки.

Выбираем трансформатор напряжения электромагнитный однофазный каскадный серии НКФ.

В трансформаторе каскадного типа обмотка высокого напряжения равномерно распределена по нескольким магнитопроводам, благодаря чему облегчается ее изоляция. Трансформатор НКФ-220 имеет двухстержневой магнитопровод, на каждом стержне которого расположена обмотка высокого напряжения, рассчитанная на U_ф/2. Так как общая точка обмотки высокого напряжения соединена с магнитопроводом, то он по отношения к земле находится под потенциалом U_ф/2. Обмотки высокого напряжения изолируются от магнитопровода также на U_ф/2. Обмотки низкого напряжения (основная и дополнительная) намотаны на нижнем стержне магнитопровода. Для равномерного распределения нагрузки по обмоткам высокого напряжения служит обмотка связи П. Такой блок, состоящий из магнитопровода и обмоток, помещается в фарфоровую рубашку и заливается маслом.

Т а б л и ц а 9.3 - Технические данные трансформатора НКФ

Тип	Uном	Sном, ВА в классе точности	Smax, ВА
	ВН, кВ	НН, В	0,2	0,5	1	3
НКФ-220	220	100	-	400	600	1200	2000

Проверим выбранный трансформатор напряжения на вторичную нагрузку:

; (9.3)

Нагрузку на вторичную обмотку приведем в виде таблицы.

Т а б л и ц а 9.4 - Приборы, нагружающие НКФ

Цепь	Наим. приб.	тип	Sпот, ВА	Кол-во катушек	Кол-во приборов	Sрасч, ВА
Линия 220 кВ	Ваттметр	Д-390	5	2	7	70
	Варметр	Д-390	5	2	7	70
	Счетчик активной энергии	ЦЭ 6808В	1	2	7	14
	Счетчик реактивной энергии	ЦЭ 6811	1	2	7	14
	Фикс. прибор	ФИП	3	1	7	21
Обходной выключатель	Амперметр	Э-390			1
	Ваттметр	Д-390	5	2	1	10
	Варметр	Д-390	5	2	1	10
	Счетчик активной энергии	ЦЭ 6808В	1	2	1	2
	Счетчик реактивной энергии	ЦЭ 6811	1	2	1	2
	Фикс. прибор	ФИП	3	1	1	3
Сборные шины 220 кВ	Вольтметр	Э-390	2	1	2	4
	Вольтметр регистрирующий	Н-343	10	1	2	20
У	230

300 ВА > 230 ВА

Выбранный трансформатор напряжения проходит по вторичной нагрузке.

9.2 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 110 кВ

Выбор трансформаторов тока

Выключатель ВЭБ имеет встроенные трансформаторы тока определяем их коэффициент трансформации и проверяем их.

Т а б л и ц а 9.5 - Технические данные встроенных трансформатора тока

Тип	Uн, кВ	IнII, А	IнI, А	Iтер, кА	iдин, кА	крат. обмотки	Sн, ВА
				1 с	3 с			изм. об.	защ. об.
ТВ-110	220	1	600	40	31,5	102	10	20	30

Проверим выбранный трансформатор тока.

На электродинамическую стойкость:

На термическую стойкость:

На вторичную нагрузку:

=15 ВА;

=1000 А.

Ом,

Ом,

Ом,

,

Выбираем кабель АКПсВБ-4 (контрольный кабель с алюминиевыми жилами, с полиэтиленовой изоляцией, с оболочкой из свинца). Зная сечение кабеля, определяем истинное значение r_пров:

Таблица 9.6- Вторичная нагрузка ТА

Наименование прибора	Тип	Нагрузка, ВА
Амперметр	Н-394	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5
Варметр	Д-335	0,5
Счетчик активный и реактивный	СЭТ-4ТМ.02	0,3
Итого		1,8

Ом,

Ом,

15 Ом >2,43 Ом.

Выбор трансформаторов напряжения

Выбирается трансформатор напряжения типа НКФ-110.

Т а б л и ц а 9.7 - Технические данные трансформатора НКФ-110

Тип	Uном	Sном, ВА в классе точности	Smax, ВА
	ВН, кВ	НН, В	0,2	0,5	1	3
НКФ-110	110	100	-	400	600	1200	2000

Проверим выбранный трансформатор напряжения на вторичную нагрузку:

Вторичная нагрузка ТV приводится в таблице 9.8.

Таблица 9.8- Вторичная нагрузка ТV

Цепь	Наим. приб.	тип	Sпот, ВА	Кол-во катушек	Кол-во приборов	Sрасч, ВА
Линия 110 кВ	Ваттметр	Д-390	5	2	6	60
	Варметр	Д-390	5	2	6	60
	Счетчик активной энергии	ЦЭ 6808В	1	2	6	12
	Счетчик реактивной энергии	ЦЭ 6811	1	2	6	12
	Фикс. прибор	ФИП	3	1	6	18
Обходной выключатель	Амперметр	Э-390			1
	Ваттметр	Д-390	5	2	1	10
	Варметр	Д-390	5	2	1	10
	Счетчик активной энергии	ЦЭ 6808В	1	2	1	2
	Счетчик реактивной энергии	ЦЭ 6811	1	2	1	2
	Фикс. прибор	ФИП	3	1	1	3
Сборные шины 110 кВ	Вольтметр	Э-390	2	1	2	4
	Вольтметр регистрирующий	Н-343	10	1	2	20
У	203

150 ВА > 203 ВА.

9.3 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 10 кВ

Выбор измерительных трансформаторов тока.

Трансформаторы тока для выключателей на низкой стороне трансформаторов связи серии ТШВ устанавливаются отдельно, а для выключателей, отходящих от РУНН линий, серии ТЛК трансформаторы тока поставляются встроенными в КРУ, и поэтому их, не выбирая, проверяем на вторичную нагрузку.

Выбираем трансформатор тока для выключателей типа ТШЛ.

Выбор трансформаторов тока производится по напряжению и максимальному току цепи.

Выбираем трансформатор тока серии ТШВ-15 (трансформатор тока с воздушной изоляцией, шинный). Эти трансформаторы производит ОАО ВО «Электроаппарат».

Первичной обмоткой служит шина токопровода диаметром 280 мм. Трансформатор тока состоит из двух магнитопроводов с намотанными на них вторичными обмотками, пропитанными лаком. Вторичные обмотки защищены заземленным экраном, и жестко закреплены внутри литого корпуса, который имеет два фланца с отверстиями диаметром 14 мм для присоединения к кожуху токопровода.

Условия эксплуатации: высота над уровнем моря не более 1000м. Температура окружающего воздуха от минус 5 до 70 ?С. Условия эксплуатации в части воздействия механических факторов внешней среды соответствуют группе М5. Рабочее положение в пространстве любое.

Технические характеристики: номинальное напряжение - 15 кВ, номинальная частота тока 50 и 60 Гц, первичный ток - 8000 А, наибольший рабочий - 8000 А, номинальный вторичный ток - 5 А, количество вторичных обмоток - 2, номинальный класс точности вторичной обмотки: для измерения - 0,2, для защиты - 10Р, номинальная вторичная нагрузка - 30 ВА, номинальная предельная кратность тока - 15, кратность тока термической стойкости - 20, время протекания тока термической стойкости - 3 с, масса - 90 кг, предельная кратность остается постоянной в диапазоне вторичных нагрузок от 0,8 до 1,6 Ом.

Т а б л и ц а 9.9 - Технические данные трансформатора ТШВ

Тип	Uн, кВ	IнII, А	IнI, кА	Iтер, кА	iдин, кА	крат. обмотки	Sн, ВА
				1 с	3 с			изм. об.	защ. об.
ТШВ-15	15	1	2,5	-	100	100	15	30	30

Проверим выбранный трансформатор тока.

На электродинамическую стойкость:

На термическую устойчивость:

На вторичную нагрузку:

;

;

Так как индуктивное сопротивление приборов очень мало, то считаем, что :

;

Представим определение потребляемой мощности приборов в виде таблицы.

Т а б л и ц а 9.10 - Приборы, нагружающие ТШВ

Наименование приборов	тип	Sприб, ВА
Амперметр	Э-390	0,5
Ваттметр	Д-390	2
Варметр	Д-390	2
Счетчик активной энергии	ЦЭ 6808В	0,1
Счетчик реактивной энергии	ЦЭ 6811	0,3
	У	4,9

Так как число приборов больше трех, то сопротивление контактов принимаем равным r_конт=0,1 Ом.

На подстанциях с высшим напряжением 500 кВ применяются провода с алюминиевыми жилами [6] (с=0,0283).

По условию прочности сечение алюминиевых жил не должно быть меньше 4 мм² [1].

;

Определяем сечение проводов:

Теперь, зная теперь сечение кабеля, определяем истинное значение r_пров:

Таким образом, вторичная нагрузка равна:

.

Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем требованиям.

Комплектные распределительные устройства серии КМ 1 поставляются со встроенными трансформаторами тока типа ТЛК-10.

Т а б л и ц а 9.11 - Технические данные трансформатора ТЛК-10

Тип	Uн, кВ	IнII, А	IнI, А	Iтер, кА	iдин, кА	крат. обмотки	Sн, ВА
				1,5 с	3 с			изм. об.	защ. об.
ТЛК-10	10	1	300	40	-	100	12	10	30

Проверяют выбранный трансформатор тока.

На максимальный ток цепи:

(9.4)

На электродинамическую стойкость:

На термическую стойкость:

На вторичную нагрузку:

;

;

Так как индуктивное сопротивление приборов очень мало, то считают что :

;

Представим определение потребляемой мощности приборов в виде таблицы.

Т а б л и ц а 9.12 - Приборы, нагружающие ТЛК

Наименование приборов	тип	Sприб, ВА
Амперметр	Э-390	0,5
Счетчик активной энергии	ЦЭ 6808В	0,1
Счетчик реактивной энергии	ЦЭ 6811	0,3
	У	0,9

Так как число приборов равно трем, то сопротивление контактов принимается равным r_конт=0,05 Ом.

На подстанциях с высшим напряжением 500 кВ применяются провода с алюминиевыми жилами [6] (с=0,0283).

По условию прочности сечение алюминиевых жил не должно быть меньше 4 мм² [1].

;

Определяем сечение проводов:

Теперь, зная сечение кабеля, определяем истинное значение r_пров:

Таким образом, вторичная нагрузка равна:



.

Выбранный трансформатор тока удовлетворяет всем требованиям.

Выбор измерительных трансформаторов напряжения 10 кВ.

На РУНН проектируемой подстанции трансформаторы напряжения устанавливаются на каждой секции обоих систем шин.

Трансформаторы напряжения выбираются только по номинальному напряжению установки.

Выбираем трансформатор напряжения серии ЗНОЛ-10 (однофазный трансформатор напряжения с литой изоляцией, с одним заземляющим вводом обмотки высокого напряжения), выпускаемый предприятием ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока».

Трансформатор представляет собой литой блок, в котором залиты обмотки и магнитопровод. Магнитопровод стержневого типа, разрезной, С-образный, изготовлен из стали марки 3405 толщиной 0,35 мм. Обмотки расположены на магнитопроводе концентрически. Внутренней является дополнительная вторичная обмотка, на ней расположена основная вторичная обмотка, поверх которой намотана первичная. Поверх первичной обмотки уложен экран из алюминиевой фольги, соединенный с вводом высокого напряжения данной обмотки. В блоке вместе с магнитопроводом и обмотками залиты крепежные втулки, с помощью которых трансформатор напряжения закрепляется на месте установки и заземляется. Трансформатор имеет массу 28,5±1,5 кг.

Т а б л и ц а 9.13 - Технические данные трансформатора ЗНОЛ-6

Тип	Uном	Sном, ВА в классе точности	Smax, ВА
	ВН, кВ	НН, В	0,2	0,5	1	3
ЗНОЛ.06-10УЗ	10	100	50	75	150	300	630

Проверяем выбранный трансформатор напряжения на вторичную нагрузку:

;

Нагрузку на вторичную обмотку приведем в виде таблицы.

Т а б л и ц а 9.14 - Приборы, нагружающие ЗНОЛ

Цепь	Наим. приб.	тип	Sпот, ВА	Кол-во катушек	Кол-во приборов	Sрасч, ВА
Линия 10 кВ	Счетчик активной энергии	ЦЭ 6808В	1	2	22	44
	Счетчик реактивной энергии	ЦЭ 6811	1	2	22	44
Понизи-тельный двухоб-моточн. тр-тор на НН	Ваттметр	Д-390	5	2	1	10
	Варметр	Д-390	5	2	1	10
	Счетчик активной энергии	ЦЭ 6808В	1	2	1	2
	Счетчик реактивной энергии	ЦЭ 6811	1	2	1	2
Сборные шины 10 кВ	Вольтметр	Э-390	2	1	2	4
					У	116

150 ВА > 116 ВА

Выбранный трансформатор напряжения проходит по вторичной нагрузке.

10. ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ.

10.1 Выбор шин и ошиновок на ОРУ - 220 кВ и токоведущих частей от РУ к выводам трансформаторов

Основное электрическое оборудование подстанции и аппараты в этих цепях соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки.

На подстанции, в открытой части, могут применяться провода АС или жесткая ошиновка алюминиевыми трубами.

Согласно ПУЭ [1] сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах ОРУ всех напряжений по экономической плотности тока не проверяются.

Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, поэтому принимаем сечение по допустимому току (I_max=439,8 А).

Предварительно выберем жесткую алюминиевую шину трубчатого сечения.

Т а б л и ц а 10.1 - Геометрические и электрические параметры шин

Вид сечения	d, мм	D, мм	Iдоп, А
трубчатый	40	45	665

Проверка на термическую стойкость:

(10.1)

Для жестких алюминиевых шин с антикоррозионным покрытием С_Т=66 Ас^1/2/мм²:



Шины механически прочны, если выполняется условие:

; (10.2)

Выбранные шины проходят по всем условиям.

В качестве ошиновок выбираем сталеалюминиевые провода марки АС.

Выбираем провода по условию допустимого тока:

; (10.3)

Предварительно выбираем провод АС-240/29.

Т а б л и ц а 10.2 - Геометрические и электрические параметры провода АС

Марка	Сечение, мм2	dпр, мм	dсер, мм	Iдоп, А
АС-240/29	240/29	26,6	10,6	605

Проверим выбранные провода на термическое действие тока КЗ:

;

Для сталеалюминиевых проводов С_Т=76 Ас^1/2/мм²:

Так как ток КЗ меньше 20 кА, то проверка проводов на электродинамическое действие тока КЗ не производится [1].

Проверка по условиям короны:

; (10.4)

;

;

.

Выбранный провод проходит по всем условиям.

10.2 Выбор шин и ошиновок на ОРУ - 110 кВ и токоведущих частей от РУ к выводам трансформаторов

Основное электрическое оборудование подстанции и аппараты в этих цепях соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки.

На подстанции, в открытой части, могут применяться провода АС или жесткая ошиновка алюминиевыми трубами.

Согласно ПУЭ [1] сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах ОРУ всех напряжений по экономической плотности тока не проверяются.

Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, поэтому принимаем сечение по допустимому току (I_max=391 А).

Предварительно выберем жесткую алюминиевую шину трубчатого сечения.

Т а б л и ц а 10.1 - Геометрические и электрические параметры шин

Вид сечения	d, мм	D, мм	Iдоп, А
трубчатый	40	45	665

Проверка на термическую стойкость:

(10.1)

Для жестких алюминиевых шин с антикоррозионным покрытием С_Т=66 Ас^1/2/мм²:

Шины механически прочны, если выполняется условие:

; (10.2)

Выбранные шины проходят по всем условиям.

В качестве ошиновок выбираем сталеалюминиевые провода марки АС.

Выбираем провода по условию допустимого тока:

; (10.3)

Предварительно выбираем провод АС-240/29.

Т а б л и ц а 10.2 - Геометрические и электрические параметры провода АС

Марка	Сечение, мм2	dпр, мм	dсер, мм	Iдоп, А
АС-240/29	240/29	26,6	10,6	605

Проверим выбранные провода на термическое действие тока КЗ:

;

Для сталеалюминиевых проводов С_Т=76 Ас^1/2/мм²:

Так как ток КЗ меньше 20 кА, то проверка проводов на электродинамическое действие тока КЗ не производится [1].

Проверка по условиям короны:

; (10.4)

;

;

.

Выбранный провод проходит по всем условиям.

10.3 Выбор сборных шин 10 кВ и ошиновок

Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, следовательно, принимаем сечение по допустимому току (I_max=2390,2 А).