Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
«Ивановский государственный энергетический університет имени В.И. Ленина»

Кафедра «Электрические станции, подстанции и диагностика электрооборудования»

РАСЧЕТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА К КУРСОВОМУ ПРОЕКТУ

По дисциплине «Электрическая часть станций и подстанций»

На тему: «Понизительная подстанция»

Автор работы /Киселёв А.А./

Иваново 2019

СОДЕРЖАНИЕ

• АННОТАЦИЯ
• ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
• 1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПОДСТАНЦИИ И ЕЕ НАГРУЗОК
• 1.1 Определение типа подстанции
• 1.2 Характеристика нагрузки подстанции
• 2. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
• 3. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
• 4. ВЫБОР ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ПОДСТАЦИИ
• 4.1 Выбор РУ ВН2
• 4.2 Выбор РУ НН2
• 5. ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ, АВТОМАТИКИ И СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЯ НА ПОДСТАНЦИИ
• 5.1 Релейная защита
• 5.2 Автоматика
• 5.3 Система измерения
• 6. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ
• 6.1 Выбор выключателей
• 6.1.1 Выбор выключателей на РУ ВН 110 кВ (Q1 в таблице 6.1)
• 6.1.2 Выбор выключателей на РУ НН 10 кВ (Q2 в таблице 6.1)
• 6.1.3 Выбор секционных выключателей на РУ НН 10 кВ (Q3 в таблице 6.1)
• 6.1.4 Выбор выключателей на линиях потребителей 10 кВ (Q4 в таблице 6.1)
• 6.2 Выбор разъединителей
• 6.3 Аппараты в цепях собственных нужд
• 6.4 Измерительные трансформаторы тока и напряжения
• 6.4.1 Выбор и проверка ТТ на стороне ВН
• 6.4.2 Выбор и проверка ТТ на стороне ВН (встроенные во вводы силового трансформатора)
• 6.4.3 На стороне НН проверяем ТТ, встраиваемый в КРУ
• 6.4.4 Выбор и проверка трансформатора тока в ячейке секционного выключателя
• 6.4.5 Выбор и проверка ТТ в ячейке на отходящей кабельной линии
• 6.4.6 Выбор ТН на стороне ВН
• 6.4.7 Выбор ТН на стороне на стороне НН
• 6.5 Сборные шины и ошиновка высшего напряжения
• 6.6 Ошиновка силового трансформатора на напряжение 10 кВ
• 6.7 Выбор кабельных линий
• 6.8 Выбор ограничителей перенапряжения
• 7. ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК
• 8. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
• 9. ОХРАНА ТРУДА
• 9.1 Мероприятия по организации систем рабочего и аварийного освещения
• 9.2 Мероприятия по защите от шума и вибрации
• 9.3 Мероприятия по электробезопасности
• 9.4 Мероприятия по пожарной безопасности
• 10. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПОДСТАНЦИИ66
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

АННОТАЦИЯ

Темой данного курсового проекта является понизительная подстанция 110/10 кВ. Заданием на данный проект явились:

· схема прилегающей сети

· суточный график использования нагрузки

· характеристика нагрузочного района (максимальная мощность нагрузки, категории потребителей питающихся от данной подстанции и т.д.)

Результатом проектирования явился:

· выбор трансформаторов использующихся на подстанции

· расчет токов короткого замыкания

· выбор схемы соединения подстанции

· выбор типов релейной защиты и автоматики

· выбор оборудования и токоведущих частей

· расчет технико-экономические показатели подстанции

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Номер задания N_З=115

Таблица 1 - Исходные данные, соответствующие номеру задания (N_З)

Nв	Nсх	Nпс	Nгр	Тип РУ	Нагрузка 10 кВ
				ВН	СН	Pmax, МВт	cosц	Категория,%	tрз,с	Nкаб, шт	Uн, кВ
115	9	1	3	ОРУ 110	-	39	0,93	40, 30, 30	1,1	20	10

Таблица 2 - Параметры энергосистем, электростанций, подстанций и воздушных линий электропередач

Система SКЗ, МВ*А; Х0/Х1	Длина линии, км	Генераторы, Мвт	Трансформаторы, МВ*А
	ВЛ1	ВЛ2	ВЛ3	ВЛ4	ВЛ5	Г1-3	Т1,2	Т3,4	Т5,6	Т7-9
3110; 2,7	39	31	43	39	25	63	32	32	40	80

Рисунок 1 - Исходная схема участка электрической сети

Рисунок 2 - Прокатное производство. График нагрузки подстанции

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПОДСТАНЦИИ И ЕЕ НАГРУЗОК

1.1 Определение типа подстанции

Тип подстанции в современной энергосистеме определяется ее положением и ролью в энергосистеме.

По месту в энергосистеме проектируемая подстанция является проходной. Высшее напряжение подстанции 110 кВ, низшее напряжение 10 кВ.

По назначению данная подстанция относится ко 2-ой группе, т.е. сетевой, для электроснабжения небольших районов. ПС 2-ой категории - сетевая, в которой наряду с транзитом небольшой мощности на ВН имеется нагрузка на НН.

По способу присоединения к сети является - проходной.

Подстанция обслуживается оперативно-выездными бригадами.

1.2 Характеристика нагрузки подстанции

К данной подстанции подключены потребители 1,2 и 3 категорий, в таблице 1.1 приведены данные о соотношении количества потребителей различных категорий.

Таблица 1.1 - Соотношение потребителей

Категория потребителя	1	2	3
Процентное отношение	40 %	30 %	30 %

Для каждой ступени графика продолжительностью определяется активная энергия. Текущее значение полной мощности для каждой ступени графика нагрузки подсчитывается по формуле.

Максимальные значения полной и реактивной мощности:

и

В таблице 1.2 приведены данные для построения суточных графиков нагрузки.

Таблица 1.2 - Характеристики суточного графика нагрузки

N ступени	Часы, ч	Длина ступени t, ч	P	Q	S	Wi
			%	МВт	%	МВАр	МВА	МВт?ч
1	0-4	4	40	15,6	50	7,71	17,4	62,4
2	4-7	3	30	11,7	40	6,17	13,23	35,1
3	7-11	4	60	23,4	65	10,02	25,46	93,6
4	11-14	3	50	19,5	55	8,48	21,26	58,5
5	14-17	3	60	23,4	65	10,02	25,46	70,2
6	17-20	3	100	39	100	15,42	41,94	117
7	20-23	3	50	19,5	65	10,02	21,92	58,5
8	23-21	1	40	15,6	50	7,71	17,4	15,6

Пример расчета для первой ступени:

По данным таблицы 1.2. построим графики активной и реактивной мощностей в именованных единицах (рисунок 1.1), график суточный график полной мощности (рисунок 1.2) и годовой график полной мощности (рисунок 1.3).

Рисунок 1.1 - Графики активной и реактивной мощностей в именованных единицах

Рисунок 1.2 - Суточных график полной мощности



Рисунок 1.3 - Годовой график полной мощности

По данным таблицы 1.2 определяем следующие величины:

1) суточный отпуск электроэнергии потребителям:

2) время использования максимальной активной нагрузки:

3) средняя нагрузка

4) коэффициент заполнения годового графика нагрузки

2. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Выбор силовых трансформаторов начинается с определения требуемого количества силовых трансформаторов на данной подстанции по условиям надежности электроснабжения. Так как от подстанции питаются потребители 1 и 2 категории, по условию надежности, требуется установка двух силовых трансформаторов.

Мощность каждого трансформатора выбирается так, чтобы при отключении одного трансформатора, оставшийся в работе трансформатор обеспечивал с допустимой перегрузкой питание нагрузки подстанции. Расчетная мощность трансформатора выбирается из условия:

Исходя из этого, выбираем двухобмоточные трансформаторы ТРДН-32000/110-У1 с номинальной мощностью . по каталогу завода «Тольяттинский Трансформатор» [1].

Далее производим проверку по перегрузочной способности в случае отключения одного из трансформаторов. Нагрузочная способность трансформаторов до 100 МВА определяется ГОСТ 14209-85. [2] Для определения допустимой перегрузки преобразуем исходный график в эквивалентный двухступенчатый прямоугольный график нагрузки.

Для этого на исходном графике (рисунок 2.1) проведем линию номинальной мощности трансформаторов, пересечением ее с исходным графиком выделяется участок наибольшей перегрузки продолжительностью h' и участок начальной нагрузки.



Рисунок 2.1 - Графики мощности нагрузки и номинальной мощности трансформатора ТРДН-32000/110

Рисунок 2.2 - Двухступенчатый эквивалентный график нагрузки

1) Находим предварительное значение коэффициента начальной загрузки:

Находим предварительное значение коэффициента перегрузки:

2) Максимальное значение перегрузки исходного графика:

следовательно, принимаем

Находим допустимое значение перегрузки:

В соответствии с [2] для ТРДН-32000/110, , системы охлаждения М и Д, времени перегрузки 4 ч допустимая перегрузка

Условие проверки трансформаторов выполняется.

Окончательно принимаем к установке силовой трансформатор ТРДН-32000/110-У1, параметры которого приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Параметры силового трансформатора ТРДН-32000/110-У1

Sном	UВН	UНН	Uк	Pхх	Pк
МВА	кВ	кВ	%	кВт	кВт
32	115	6,3-11	UКВН =10,5 UКНН =15	25	160

3. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Рисунок 3.1 - Принципиальная схема проектируемой подстанции

На проектируемой подстанции рассчитывается действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания (КЗ) Iп.0:

· на шинах 6 - 35 кВ - трёхфазного КЗ;

· на шинах 110 и 220 кВ - трёхфазного и однофазного КЗ

Составим схемы замещения прямой и нулевой последовательностей. Допускается, что сопротивления прямой и обратной последовательностей примерно равны, поэтому можно не разрабатывать схему замещения обратной последовательности.



Рисунок 3.2 - Схема замещения прямой последовательности

Рисунок 3.3 - Схема замещения нулевой последовательности

Расчёт токов КЗ производим в системе относительных единиц. Принимаем величину базовой мощности Sб =1000 МВ·А, а базовые напряжения в соответствии со шкалой средних напряжений U_НОМ.СР: 10,5; 115 кВ.

Параметры схемы замещения прямой последовательности:

· Сопротивление системы прямой последовательности:

о.е.

· Сопротивление генераторов прямой последовательности:

Принимаем генератор серии ТВФ-63-2 с техническими данными: Р_НОМ.Г=63 МВт; Q_НОМ.Г=47 Мвар; U_НОМ.Г=10,5 Cosц_ном.г=0,8; з_г=98,3%; Х”_d=13,9%; Х'_d=22,4%; Х_d=220%; Х_у=12,1%; Х₂=22%; Х₀=9,2%; T_d0=8,7c;

о.е.

· Сопротивление трансформаторов прямой последовательностей:

Принимаем трансформаторы 7-9 - ТДЦ-80000/110; 5-6 - ТД-40000/110; 1-4 - ТРДН-32000/110

о.е.;

о.е.

· Сопротивления линий прямой последовательности:

Для линий 35-220 кВ удельное сопротивление Х_УД=0,4 Ом/км.

о.е.;

о.е.;

о.е.

· ЭДС генераторов и энергосистемы:

о.е.;

о.е.

Параметры схемы замещения нулевой последовательности:

· Сопротивление системы нулевой последовательности:

о.е.

· Сопротивление трансформаторов нулевой последовательностей:

Принимаем трансформаторы 7-9 - ТДЦ-80000/110; 5-6 - ТД-40000/110; 1-4 - ТРДН-32000/110

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.

· Сопротивления линий нулевой последовательности:

Для сопротивления нулевой последовательности линий соотношение Х0л/Х1л принимается в соответствии с таблицей 3.1. Воздушные линии на напряжение 110 кВ и выше на металлических и железобетонных опорах защищаются тросом на всем протяжении для уменьшения числа отключений линий в грозовой период. Принимаем Х_0л/Х_1л=2 для одноцепных линий и Х_0л/Х_1л=3 для двухцепных.

Таблица 3.1 - Характеристики сопротивлений нулевой последовательности линий

Характеристика линии	Х0л/Х1л
Одноцепная линия без тросов	3,5
То же со стальными тросами	3,0
То же с хорошо проводящими тросами	2,0
Двухцепная линия без тросов	5,5
То же со стальными тросами	4,7
То же с хорошо проводящими тросами	3,0

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.

Приведем схему замещения прямой последовательностей к простейшему виду:

о.е.;	о.е.;
о.е.;	о.е.;
о.е.;	о.е.;
о.е.;	о.е.;
о.е.;	о.е.
о.е.;

Рисунок 3.4 - Расчетная схема прямой последовательности

1 этап:

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.



Рисунок 3.5 - Первый этап преобразования схемы прямой последовательности

2 этап:

о.е.;

о.е.

о.е.

Рисунок 3.6 - Второй этап преобразования схемы прямой последовательности

3 этап:

о.е.;

о.е.

Рисунок 3.7 - Эквивалентная схема замещения прямой последовательности

Приведем схему замещения нулевой последовательностей к простейшему виду:

о.е.;	о.е.;
о.е.;	о.е.;
о.е.;	о.е.;
о.е.;	о.е.;
о.е.;	о.е.;
о.е.;	о.е.
о.е.;



Рисунок 3.8 - Расчетная схема нулевой последовательности

1 этап:

о.е.;

о.е.;

о.е.

Рисунок 3.9 - Первый этап преобразования схемы нулевой последовательности

2 этап:

о.е.;

о.е.

Рисунок 3.10 - Второй этап преобразования схемы нулевой последовательности

3 этап:

о.е.

Рисунок 3.11 - Третий этап преобразования схемы нулевой последовательности

4 этап:

о.е.

Рисунок 3.12 - Эквивалентная схема замещения прямой последовательности

Базовые токи при КЗ, кА, равны:

· В точке К₁: кА;

· В точке К₂: кА.

Результирующие сопротивления схемы замещения прямой последовательности равны:

о.е.;

о.е.

Ток трехфазного КЗ для точек К₁ и К₂:

кА;

кА.

Результирующие сопротивление схемы замещения нулевой последовательности равно:

Ток однофазного КЗ в точке К₁:

кА.

Ударные токи для всех КЗ:

Значения К_У берем из таблицы 3.2.

Таблица 3.2 - Значения К_У и Т_а

Место КЗ	КУ	Та
Шины ВН	1,8	0,05
Шины НН	1,85	0,06

кА;

кА;

кА.

Результаты расчетов занесем в таблицу 3.3.

Таблица 3.3 - Результаты расчета

Место КЗ	, кА	, кА	, кА	, кА
Шины ВН	8,513	7,351	21,671	18,712
Шины НН	8,355	-	21,859	-

4. ВЫБОР ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ПОДСТАЦИИ

Электрическую схему распределительного устройства (РУ) выбирают в зависимости от назначения. роли, местоположения подстанции в системе электроснабжения и с учетом типа установленных силовых трансформаторов.

Схемы РУ должны удовлетворять следующим требованиям: надёжности, экономичности, удобству эксплуатации, технической гибкости, экологической чистоте, компактности и унифицированности.

4.1 Выбор РУ ВН

Согласно [2] и [3] для проектируемой проходной ПС (Рисунок 4.1) можем принять РУ ВН по схеме 110-9 «Одна рабочая секционированная выключателем система шин» или 110-9Н «Одна рабочая секционированная по числу трансформа торов система шин с подключением трансформаторов к секциям шин через развилку из выключателей». Выбранные схемы РУ представлены на рисунке 4.2 и рисунке 4.3.

Рисунок 4.1 - Схема подключения к электрической сети, проектируемой ПС1

Рисунок 4.2 - Схема РУ проектируемой ПС1 «Одна рабочая секционированная выключателем система шин (9)»

Рисунок 4.3 - Схема РУ проектируемой ПС1 «Одна рабочая секционированная по числу трансформа торов система шин с подключением трансформаторов к секциям шин через развилку из выключателей (9Н)

Для окончательного выбора схемы РУ ВН оценим надежность с помощью упрощенного таблично-логического метода (Таблица 4.1 и таблица 4.2) и сравним варианты (Таблица 4.3).

Таблица 4.1 - Таблица надежности схемы РУ 9

Норм.режим

Ремонтируемый элемент

Повр. объект

Ущерб

Q1

Q2

Q3

Q4

Q5

Q6

Q7

Q8

Q9

B1

B2

Q1

?

Х

SП,ТВ

?

SП,0,5

?

SН,0,5

?

?

SП,0,5

SП,ТВ SН,0,5

Х

Q2

?

SП,ТВ

Х

SП,0,5

?

SН,0,5

?

?

SП,0,5

?

Х

SП,ТВ SН,0,5

Q3

?

?

SП,0,5

Х

SП,ТВ; SН,0,5

?

SН,0,5

?

?

SП,ТВ

SП,ТВ SН,0,5

Х

Q4

?

SП,0,5

?

SП,ТВ

Х

SН,0,5

?

?

SП,0,5

?

Х

SП,ТВ SН,0,5

Q5

?

?

SП,0,5

?

SП,0,5

Х

SН,ТВ

?

?

SП,0,5

SП,0,5 SН,ТВ

Х

Q6

?

SП,0,5

?

SП,0,5

?

SН,ТВ

Х

?

SП,0,5

?

Х

SП,0,5 SН,ТВ

Q7

?

SП;SН, 0,5

SП;SН, 0,5

SП;SН, 0,5

SП;SН, 0,5

SП;SН, 0,5

SП;SН, 0,5

Х

SП;SН, 0,5

SП;SН, 0,5

Х

Х

Q8

?

?

SП,0,5

?

SП,0,5

?

SН,0,5

?

Х

SП,ТВ

SП,ТВ SН,0,5

Х

Q9

?

SП,0,5

?

SП,0,5

?

SН,0,5

?

?

SП,ТВ

Х

Х

SП,ТВ SН,0,5

B1

?

SП,ТВ

?

SП,ТВ

?

SП,ТВ

?

?

SП,ТВ

?

Х

SП,SН, ТВ

B2

?

?

SП,ТВ

?

SП,ТВ

?

SН,ТВ

?

?

SП,ТВ

SП,SН, ТВ

Х

W1

?

W2

?

W3

?

W4

?

W5

?

W6

?

Таблица 4.2 - Таблица надежности схемы РУ 9Н

Норм.режим

Ремонтируемый элемент

Повр. объект

Ущерб

Q1

Q2

Q3

Q4

Q5

Q6

Q7

Q8

Q9

Q10

B1

B2

Q1

?

Х

SП,ТВ

?

SП,0,5

?

?

?

?

?

SП,0,5

SП; SН,ТВ

Х

Q2

?

SП,ТВ

Х

SП,0,5

?

?

?

?

?

SП,0,5

?

Х

SП; SН,ТВ

Q3

?

?

SП,0,5

Х

SП,ТВ

?

?

?

?

?

SП,0,5

SП; SН,ТВ

Х

Q4

?

SП,0,5

?

SП,ТВ

Х

?

?

?

?

SП,0,5

?

Х

SП; SН,ТВ

Q5

?

?

SП,0,5

?

SП,0,5

Х

?

?

SН, 0,5

?

SП,0,5

SП; SН,ТВ

Х

Q6

?

SП,0,5

?

SП,0,5

?

?

Х

SН, 0,5

?

SП,0,5

?

Х

SП; SН,ТВ

Q7

?

?

SП,0,5

?

SП,0,5

?

SН, 0,5

Х

?

?

SП,0,5

SП; SН,ТВ

Х

Q8

?

SП,0,5

?

SП,0,5

?

SН, 0,5

?

?

Х

SП,0,5

?

Х

SП; SН,ТВ

Q9

?

?

SП,0,5

?

SП,0,5

?

?

?

?

Х

SП, ТВ

SП;SН,ТВ

Х

Q10

?

SП,0,5

?

SП,0,5

?

?

?

?

?

SП, ТВ

Х

Х

SП; SН,ТВ

B1

?

SП, ТВ

?

SП, ТВ

?

?

?

?

?

SП, ТВ

?

Х

SП; SН,ТВ

B2

?

?

SП, ТВ

?

SП, ТВ

?

?

?

?

?

SП, ТВ

SП; SН,ТВ

X

W1

?

W2

?

W3

?

W4

?

W5

?

W6

?

Таблица 4.3 - Сводная таблица надёжности

Режим отключения	Количество событий
	Схема 9	Схема 9Н
Нарушение перетока SП на 0,5 ч	19	24
Нарушение перетока SП на ТВ	20	12
Отключение нагрузки SН на 0,5 ч	13	4
Отключение нагрузки SН на ТВ	5	?
Погашение ПС на 0,5 ч	8	?
Погашение ПС на ТВ	2	12

По результатам анализа надежности двух схем целесообразно принять к исполнению схему 9Н. Окончательно принимаем к исполнению схему РУ ВН 9Н «одна рабочая, секционированная по числу трансформаторов система шин с подключением трансформаторов через развилку из выключателей»

4.2 Выбор РУ НН

Принимаем к исполнению на РУ НН схему «две одиночные, секционированные выключателем, системы шин», так как на ПС установлены трансформаторы типа ТРДН - 32000/110 с расщепленной обмоткой НН.

Рисунок 4.4 - Схема РУ проектируемой ПС1 «Две одиночные, секционированные выключателем, системы шин»

5. ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ, АВТОМАТИКИ И СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЯ НА ПОДСТАНЦИИ

5.1 Релейная защита

Выбор типов релейной защиты, установленной на подстанции, осуществляется в объеме выбора защит силового трансформатора и защит на стороне 10 кВ.

На силовом трансформаторе устанавливаются следующие типы релейных защит:

1. Продольная дифференциальная защита от коротких замыканий трансформатора и на его выводах (t_рз = 0,1 с).

2. Газовая защита от внутренних повреждений в трансформаторе и от понижения уровня масла в трансформаторе (t_рз = 0,1 с).

3. Максимальная токовая защита от сверхтоков короткого замыкания, установленная на стороне ВН трансформатора (t_рз = t_зад + n·?t = 1,1+3·0,3=2 с).

4. Максимальная токовая защита от сверхтоков короткого замыкания на низших обмотках расщепленного трансформатора (t_рз = t_зад + n·?t = 1,1+2·0,3=1,7 с).

5. Максимально-токовая защита от сверхтоков перегрузки с действием на сигнал.

На секционном выключателе 10кВ устанавливается комплект МТЗ (tзад+?t=1,1+0,3=1,4 с).

На кабелях, отходящих к потребителю, устанавливаются следующие виды РЗ:

1.Максимальная токовая защита от сверхтоков короткого замыкания

(tрз = tзад = 1,1 с).

2.Токовая отсечка (tрз = 0,1 с).

3.Токовая защита нулевой последовательности, сигнализирующая замыкание на землю в кабеле.

На шинах 10кВ предусмотрен контроль изоляции с использованием трансформаторов напряжения ЗНОМ. Контроль изоляции выполняется в виде комплекта из реле напряжения, включаемого на обмотку разомкнутого треугольника, и реле времени с действием на сигнал.

На стороне высшего напряжения устанавливаются быстродействующие защиты (tрз=0.1c).

5.2 Автоматика

На проектируемой подстанции предусмотрены следующие виды автоматики:

1. Автоматическое включение резерва на секционном выключателе 10 кВ и на секционном автомате 0,4 кВ в системе собственных нужд.

2. Автоматическое повторное включение линий ВН.

3. Автоматическое включение охлаждающих устройств трансформатора.

4. Автоматическое регулирование коэффициента трансформации.

5. РПН на трансформаторах

5.3 Система измерения

Таблица 5.1 - Измерительные приборы и места их установки

N	Место установки приборов	Перечень приборов
1	Трансформатор двухобмоточный с расщепленной обмоткой	Амперметр (PA194I-2X1T), Счетчик активной энергии (Меркурий 234 ARТ - 01 C(R)N), Счетчик реактивной энергии (Меркурий 234 ARТ - 01 C(R)N), Ваттметр (СР 3020), Варметр (СР 3020)
2	Секционный выключатель 10 кВ	Амперметр в одной фазе (PA194I-2X1T)
3	Секция шин 10 кВ	Вольтметр (PZ194U-2X4T)
4	Кабельная линия 10 кВ	Амперметр (PA194I-2X1T), Счетчик активной энергии (Меркурий 234 ARТ - 01 C(R)N), Счетчик реактивной энергии (Меркурий 234 ARТ - 01 C(R)N)
5	Трансформатор собственных нужд (на стороне НН ТСН)	Амперметр (PA194I-2X1T), Счетчик активной энергии (Меркурий 234 ARТ - 01 C(R)N)
6	Ошиновка ВН	Вольтметр (PZ194U-2X4T), Вольтметр регистрирующий, ИМФ-3Р-220В-5А-RS-BM
7	Линия 110 кВ	Амперметр в одной фазе (PA194I-2X1T), Счетчик активной энергии (Меркурий 234 ARТ - 01 C(R)N), ИМФ-3Р-220В-5А-RS-BM

Таблица 5.2 - Характеристики приборов

Прибор	Тип	Сопротивление	Потребляемая мощность
		входа U	входа I
Амперметр	PA194I-2X1T	-	20 мОм	-
Вольтметр	PZ194U-2X4T	1 МОм	-	-
Ваттметр	СР 3020	1 МОм	2,8 мОм	-
Варметр	СР 3020	1МОм	2,8 мОм	-
Счетчик активной и реактивной энергии	Меркурий 234 ARТ - 01 C(R)N	-	-	7,5-парал. цепью	0,1-посл. цепью

6. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ

Выбору подлежат следующие аппараты и токоведущие части: высоковольтные выключатели и их приводы; разъединители и их приводы; отделители и короткозамыкатели в случае их применения; аппараты в цепях собственных нужд 0,4 кВ; измерительные трансформаторы тока и напряжения; сборные шины высшего напряжения; ошиновки силового трансформатора; силовые кабели и воздушные линии 6 - 10 кВ.

Для выбора аппаратов и токоведущих частей необходимо знать максимальный ток продолжительного режима Iпрод.расч, определяемого согласно таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Значения максимальных токов нагрузки

Обозна- чение	Выключатель или токоведущая часть	Схема подстанции и расчетные формулы
Q1 и I	Выключатель на стороне ВН и ошиновка ВН	А
Q2 и II	Выключатель и ошиновка трансформатора на стороне НН	А
Q3	Секционный выключатель шин 10 кВ	А
III	Сборные шины НН	А
Q4	Выключатель на линиях потребителей 10 кВ (кабельные линии)

6.1 Выбор выключателей

6.1.1 Выбор выключателей на РУ ВН 110 кВ (Q1 в таблице 6.1)

Согласно [4], рекомендуется устанавливать на РУ 110 кВ элегазовые выключатели. Предпочтение отдается оборудованию, имеющим параметры, максимально приближающиеся к заданным, поэтому сначала принимаем тип выключателей ВЭБ-УЭТМ-110-40/2500 с пружинным приводом и встроенными трансформаторами тока.

В качестве расчётного КЗ на ошиновках ВН принимаем трехфазное короткое замыкание.

Рассмотрим элегазовые выключатели типа ВЭБ-УЭТМ-110-40/2500

Амплитуда допустимого полного тока отключения:

;

где: - номинальный ток отключения выключателя, кА; - номинальное относительное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе при номинальном токе отключения, о.е.

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени ф:

;

Амплитуда полного тока отключения:

;

,

где с;

Таблица 6.2 - Выбор выключателей 110 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора и проверки
Uсети = 110 кВ Iпрод.расч. = 210,53 А	Uном = 110 кВ Iном = 2500 А	По условию длительного режима: ;
кА	iдин = 102 кА	По электродинамической стойкости:
Вк =152,56	= = 4800	По термической стойкости
		По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения:
кА кА	кА кА	По току включения: ;

Таким образом, на РУ 110 кВ выбираем элегазовые выключатели типа ВЭБ-110-40/2500.

6.1.2 Выбор выключателей на РУ НН 10 кВ (Q2 в таблице 6.1)

В распределительном устройстве низшего напряжения устанавливаем вакуумные выключатели. За расчетное КЗ на шинах НН берем трехфазное короткое замыкание. Все выключатели НН выбраны в соответствии с КРУ серии КРУ-СЭЩ-70.

В качестве вводных рассмотрим вакуумные выключатели типа ВВУ-СЭЩП7-10- 20/1600.

Амплитуда допустимого полного тока отключения:

, где

;

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени ф:

;

ф = t_{защ.мин} + t_о.в = 0,01 + 0,03 = 0,04 с;

Амплитуда полного тока отключения:

;

, где

с;

Таблица 6.3 - Выбор вводного выключателя трансформатора на стороне НН

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора и проверки
Uсети = 10 кВ Iпрод.расч. = 1153 А	Uном = 10 кВ Iном = 1600 А	По условиям длительного режима: ;
кА	кА	По электродинамической стойкости:
Вк =126,35		По термической стойкости
		По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения:
кА кА	кА кА	По току включения: ;

Окончательно принимаем тип вводных выключателей ВВУ-СЭЩП7-10- 20/1600.

6.1.3 Выбор секционных выключателей на РУ НН 10 кВ (Q3 в таблице 6.1)

В качестве секционных принимаем выключатели типа ВВУ-СЭЩП7-10- 20/1000.

Амплитуда допустимого полного тока отключения:

, где

;

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени ф:

;

ф = t_{защ.мин} + t_о.в = 0,01 + 0,03 = 0,04 с;

Амплитуда полного тока отключения:

;

, где

с;

Таблица 6.4 - Выбор секционного выключателя РУ 10 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора и проверки
Uсети = 10 кВ Iпрод.расч. = А	Uном = 10 кВ Iном = 1000 А	По условиям длительного режима: ;
кА	кА	По электродинамической стойкости:
Вк =105,41		По термической стойкости:
		По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения:
кА кА	кА кА	По току включения: ;

Окончательно принимаем тип секционных выключателей ВВУ-СЭЩП7-10- 20/1000.

6.1.4 Выбор выключателей на линиях потребителей 10 кВ (Q4 в таблице 6.1)

В качестве выключателей на линиях потребителей принимаем выключатели типа ВВУ-СЭЩП7-10- 20/630.

Амплитуда допустимого полного тока отключения:

, где

;

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени ф:

, где

ф = t_{защ.мин} + t_о.с = 0,01 + 0,03 = 0,04 с;

Амплитуда полного тока отключения:

;

, где

с;

Таблица 6.5 - Выбор выключателей отходящих кабельных линий

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора и проверки
Uсети = 10 кВ Iпрод.расч. = А	Uном = 10 кВ Iном = 630 А	По условиям длительного режима: ;
кА	кА	По электродинамической стойкости:
Вк =		По термической стойкости:
		По коммутационной способности, амплитуде полного тока отключения:
кА кА	кА кА	По току включения: ;

Таким образом, устанавливаем на отходящих кабельных линиях выключатели типа ВВУ-СЭЩП7-10- 20/630.

6.2 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производим только на стороне ВН, так как на стороне НН их роль выполняют разъемы КРУ. На напряжение 35 - 220 кВ применяются разъединители поворотного типа с электродвигательным приводом разъединителей и заземлителей [3].

Для проверки принимаем разъединители РГП-СЭЩ -110/1250. Результаты анализа справочных данных и данных, полученных в результате выбора выключателя на стороне ВН, сводим в таблицу 6.6.

Таблица 6.6 - Выбор разъединителей на стороне ВН

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора или проверки
Uсети = 110 кВ Iпрод.расч. = 210,53 А	Uном = 110 кВ Iном = 1250 А	По условиям длительного режима: ;
кА	кА	По электродинамической стойкости:
Вк =87,334		По термической стойкости:

По условиям проверки данный тип разъединителей подходит, поэтому устанавливаем на проектируемой ПС разъединители РГП-СЭЩ -110/1250.

На стороне НН применяем комплектное распределительное устройство (КРУ) со шкафами серии КРУ-СЭЩ-70. КРУ представляет собой закрытые шкафы с встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами. Основные технические данные КРУ 10 кВ КРУ-СЭЩ-70 представлены в таблице 6.7.

Таблица 6.7 - Технические данные КРУ 10 кВ КРУ-СЭЩ-70

Параметры	КРУ-СЭЩ-70
Номинальное напряжение, кВ	10
Номинальный ток, А:
Главных цепей	630, 1000, 1250, 1600, 2000, 2500, 3150, 4000
Сборных шин	1000, 1600, 2000, 2500, 3150, 4000
Тип выключателя	ВВУ-СЭЩ
Тип привода	Ручной, электрический
Номинальный ток отключения, кА	20; 31,5; 40; 50
Электродинамическая стойкость, кА	51; 81; 128
Габариты шкафа, мм:
ширина	1000
глубина	1349
высота	2415

6.3 Аппараты в цепях собственных нужд

К собственным нуждам относятся такие потребители, как вентиляторы и насосы охлаждения силовых трансформаторов, освещение, отопление и т.д. Для питания собственных нужд устанавливают два трансформатора с вторичным напряжением 0,38/0,22 кВ. Мощность трансформатора собственных нужд (ТСН) ориентировочно можно принять:

МВА.

ТСН допускают перегрузку. Принимаем трансформатор типа ТЛС-100/10-УХЛ2 (трансформатор сухой с литой изоляцией) производства ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока» г. Екатеринбург.

Таблица 6.8 - Технические характеристики трансформатора типа ТЛС-100/10-УХЛ2

Тип трансформатора	SНОМ, кВА	Напряжения, кВ	UK, % 370	?PХХ, кВт	?PК, кВт	IХХ, %
		ВН	НН
ТМГ-100/10	100	10	0,4	6	370	2000	0,9

В цепях собственных нужд должны быть выбраны:

- высоковольтный предохранитель или выключатель на стороне 10 кВ;

- автоматический выключатель на стороне 0,38/0,22 кВ.

В типовых панелях собственных нужд (ПСН) используются вводные и секционный автоматы с втычными контактами.

Вся аппаратура выбирается по номинальному току из условия:

.

Высоковольтный предохранитель должен быть проверен по коммутационной способности:

,

где - номинальный ток отключения предохранителя,

- ток КЗ на стороне НН (10 кВ).

Выбор предохранителя:

А.

Из условия выбора аппаратуры принимаем ПКТ-101-10-20-12,5У1, у которого: I_ном = 20 А , I_{ном.откл} = 12,5 кА.

Проверка по коммутационной способности: I_{ном.откл П0}; 12,5 кА > 8,335 кА.

Таблица 6.9 - Выбор предохранителей на стороне 10 кВ

Расчетные данные	Данные предохранителя типа ПКТ-101-10-20-12,5У1	Условия выбора или проверки
= 0,0173 кА	= 0,02 кА	По условию длительного режима:
= 8,335 кА	= 12,5 кА	По коммутационной способности:

Выбор автоматического выключателя:

А.

Из условия выбора аппаратуры принимаем автомат АВМ-4-Н с I_ном = 250 А, I_{ном.откл} = 35 кА.

Проверка автоматического выключателя по коммутационной способности:

I_{ном.откл} I_по;

35> 8,335 кА.

Таблица 6.10 - Выбор автоматического выключателя на стороне 0,38/0,22 кВ

Расчетные данные	Данные автомата типа АВМ-4-Н	Условия выбора или проверки
= 0,217 кА	= 0,25 кА	По условию длительного режима:

6.4 Измерительные трансформаторы тока и напряжения

На стороне ВН тип трансформаторов тока определяется типом выключателя. Для большинства типов выключателей применяются выносные трансформаторы тока. В выключателях с большим объемом масла, в баковых элегазовых выключателях и в элегазовом комплектном оборудовании используются встроенные трансформаторы тока соответствующего типа. Встроенные трансформаторы тока имеются также во вводах ВН, СН и в нейтрали силового трансформатора.

На стороне НН при выборе ТТ надо ориентироваться на те ТТ, которые имеются в ячейках КРУ. Полный выбор производится для ТТ в цепи силового трансформатора и в цепи линии 10 кВ.

Класс точности трансформаторов тока выбирается исходя из класса точности подключенных к ним приборов. Для подключения расчетных счетчиков электрической энергии необходимы трансформаторы тока и напряжения класса 0,5.

6.4.1 Выбор и проверка ТТ на стороне ВН.

Выберем и проверим тип ТТ: ТВГ-УЭТМ -110-300/5 УХЛ2

Таблица 6.11 - Выбор трансформаторов тока в ОРУ ВН

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети = 110 кВ Iпрод.расч .= 220,1 А	Uном = 110 кВ Iном = 300 А	По условию длительного режима и характера измерений ;
кА	кА	По динамической стойкости
Вк =152,56		По термической стойкости

6.4.2 Выбор и проверка ТТ на стороне ВН (встроенные во вводы силового трансформатора).

Выберем и проверим тип ТТ: ТВТ 110-I-300/5 УХЛ2

Таблица 6.12 - Выбор встроенных трансформаторов тока

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети = 110 кВ Iпрод.расч .= 220,1 А	Uном = 110 кВ Iном = 300 А	По условию длительного режима и характера измерений ;
кА	кА	По динамической стойкости
Вк =152,56		По термической стойкости

6.4.3 На стороне НН проверяем ТТ, встраиваемый в КРУ:

Для работы трансформатора тока в выбранном классе точности необходимо, чтобы выполнялось условие: , где - номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока; - расчетное значение вторичной нагрузки, определяемое согласно табл. 6.13.

Таблица 6.13 - Электрическая схема соединения вторичных цепей трансформатора тока

Наименование цепи установки трансформатора тока	Схема соединения	Расчетная нагрузка на трансформатор тока, Ом
Цепь силового трансформатора на стороне НН и цепь отходящей линии 6-10 кВ		- для наиболее загруженной фазы

Принятые в табл. 6.13 обозначения:

- суммарное сопротивление токовых катушек измерительных приборов;

- сопротивление контактов;

- сопротивление соединительных проводов.

Принимается, что , поэтому их можно суммировать арифметически.

Принимается, что , поэтому их можно суммировать арифметически.

Выберем и проверим тип ТТ: ТОЛ-СЭЩ-10-1500/5

Рисунок 6.1 - Схема подключения вторичных обмоток ТТ, установленных в ячейках вводных выключателей КРУ-10 кВ, к измерительным приборам

Таблица 6.14 - Проверка трансформаторов тока в ячейках КРУ 10 кВ (ячейка выключателя на стороне НН силового трансформатора)

Расчетные данные	Данные трансформатора тока типа ТОЛ-СЭЩ-10	Условия выбора или проверки
= 10 кВ = 1,211 кА	= 10 кВ = 1,5 кА	По условиям длительного режима:
= 0,92 Ом	Класс точности: 0,5 для измерений. = 0,8 Ом	По нагрузочной способности
= 21,859 кА	= 100 кА	По электродинамической стойкости:
=		По термической стойкости

Определим сопротивления приборов:

Ом;

Ом;

Ом;

Ом,

где S_{потр.обм} - мощность, потребляемая токовой обмоткой данного прибора; I - ток во вторичной обмотке трансформатора тока.

Таблица 6.15 - Нагрузка, создаваемая установленными приборами

Наименование прибора	Нагрузка, создаваемая прибором, , Ом
	Фаза
	А	В	С
Амперметр (PA194I-2X1T)	0,02	0,02	0,02
Счетчики активной и реактивной энергии (Меркурий 234 ARТ - 01 C(R)N)	0,004	0,004	0,004
Ваттметр (СР 3020)	0,0028	-	0,0028
Варметр (СР 3020)	0,0028	-	0,0028
Суммарное сопротивление, , Ом	0,0296	0,0204	0,0296

Выбираем Ом, тогда .

Для расчета примем Ом.

Минимальное сечение соединительных проводников, из условия требуемой точности:

мм²,

где - удельное сопротивление материала проводов (принимаем провода алюминиевые с = 0,028 Ом·мм²/м);

l_расч - длина в один конец от трансформатора тока до измерительных приборов принимаем l_расч=5 м.

Принимаем мм².

Ом,

пересчитываем значение сопротивления вторичной нагрузки:

Ом.

Поскольку условие выполняется, то можно сделать вывод, что выбранный трансформатор тока проходит по нагрузочной способности.

6.4.4 Выбор и проверка трансформатора тока в ячейке секционного выключателя

Выберем и проверим тип ТТ: ТОЛ-СЭЩ-10-750/5

Таблица 6.16 - Выбор трансформаторов тока в ячейке секционных выключателей на стороне НН

Расчетные данные	Данные трансформатора тока типа ТОЛ-СЭЩ-10	Условия выбора или проверки
	= 10 кВ = 750 А	По условиям длительного режима:
	= 100 кА	По электродинамической стойкости:
		По термической стойкости

Проверка по вторичной нагрузке не производится (так как измерительное оборудование - один амперметр (PA194I-2X1T)).

6.4.5 Выбор и проверка ТТ в ячейке на отходящей кабельной линии

Выберем и проверим тип ТТ: ТОЛ-СЭЩ-10-400/5

Таблица 6.17 - Выбор трансформаторов тока в ячейках выключателей, коммутирующих присоединения, на стороне НН

Расчетные данные	Данные трансформатора тока типа ТОЛ-СЭЩ-10	Условия выбора или проверки
	= 10 кВ = 400 А	По условиям длительного режима:
	Класс точности: 0,5 для измерений; 0,5S для учета = 0,4 Ом	По нагрузочной способности:
	= 100 кА	По электродинамической стойкости:
		По термической стойкости

Рисунок 6.2 - Схема подключения приборов для выбора трансформаторов тока в ячейках выключателей, коммутирующих присоединения, на стороне НН

Таблица 6.18 - Нагрузка, создаваемая установленными приборами

Наименование прибора	Данные каталога	Нагрузка, создаваемая прибором, , Ом
		Фаза
	, ВА	, А	А	В	С
Амперметр(PA194I-2X1T)	0,5	5	0,02	0,02	0,02
Счетчик активной, реактивной энергии (Меркурий 234 ARТ-01 C(R)N)	0,1	5	0,004	0,004	0,004
Суммарное сопротивление обмотки 1, , Ом	0,02	0,02	0,02
Суммарное сопротивление обмотки 2, , Ом	0,004	0,004	0,004

Класс точности у амперметра 0,2; у счетчиков по активной энергии класс точности 0,5S, а по реактивной - 1,0. Амперметры подключаем на одну обмотку трансформатора тока - она служит для измерений, а счетчики активной и реактивной энергии на другую - для коммерческого учета.

Для первой цепи определим . Примем схему соединения полной звезды.

Выбираем Ом - по наиболее загруженной фазе, тогда

.

Для расчета примем Ом.

Ом.

Принимая длину соединительных проводов () с алюминиевыми жилами (с=0,028 Ом·мм2/м) 5 м определяем минимально допустимое сечение:

мм².

По условию механической прочности .

Исходя из стандартного ряда сечений принимаем Таким образом, сопротивление соединительных проводов:

Ом;

Сопротивление вторичной нагрузки трансформатора тока:

Ом.

Поскольку условие выполняется, то можно сделать вывод, что выбранный трансформатор тока проходит по нагрузочной способности.

Для второй цепи определим . Примем схему соединения полной звезды.

Выбираем Ом - по наиболее загруженной фазе, тогда

.

Для расчета примем Ом.

Ом.

Принимая длину соединительных проводов () с алюминиевыми жилами (с=0,028 Ом·мм²/м) 5 м определяем минимально допустимое сечение:

мм2.

По условию механической прочности .

Исходя из стандартного ряда сечений принимаем Таким образом, сопротивление соединительных проводов:

Ом.

Сопротивление вторичной нагрузки трансформатора тока:

Ом.

Поскольку условие выполняется, то можно сделать вывод, что выбранный трансформатор тока проходит по нагрузочной способности.

6.4.6 Выбор ТН на стороне ВН

Принимаем трансформатор напряжения НАМИ-110

Таблица 6.19 - Выбор трансформатора напряжения ВН

Расчётные данные	Каталожные данные
Uсети = 110 кВ	U1 ном = 110/ кВ U2 ном = 100/ В Группа соединений Y0/Y0/Y0/ Класс точности 0,5 S2ном = 250 ВА

6.4.7 Выбор ТН на стороне на стороне НН

Проверяем встраиваемый в КРУ ТН типа и ЗНОЛ-СЭЩ-10-1-0,5/3-75/100 У2

Таблица 6.20 - Выбор трансформатора напряжения НН

Расчётные данные	Каталожные данные
Uсети = 10 кВ S2 расч = 33,7 ВА	U1 ном = 10/ кВ U2 ном = 100/ В Группа соединений Y0/Y0/Y0/-0 Класс точности 0,5 S2ном = 50 ВА

Для того, чтобы ТН работал в необходимом классе точности, должно быть выполнено условие:

S_2ном > S_2расч ,

где S_2ном - номинальная мощность ТН в данном классе точности;

S_2расч - суммарная нагрузка ТН, которая складывается из суммы мощностей обмоток напряжения приборов.

Таблица 6.21 - Проверка по нагрузочной способности, подсчет вторичной нагрузки ТН

Наименование прибора	Число катушек	Количество приборов, N	Потребляемая мощность одной катушки, ВА
Обмотка 1
Вольтметр (PZ194U-X4T)	1	1	0,01
Ваттметр (СР 3020)	3	1	0,1
Варметр (СР 3020)	3	1	0,1
Обмотка 2
Счетчики активной и реактивной энергии (Меркурий 234 ARТ - 01 C(R)N)	3	6+1	2
Суммарная нагрузка, , ВА

ВА.

Условие выполняется, поэтому окончательно принимаем ТН типа ЗНОЛ-СЭЩ-10-1-0,5/3-75/100 У2.

Так как S_2ном > S_2расч установка дополнительных трансформаторов напряжения не требуется.

6.5 Сборные шины и ошиновка высшего напряжения

Как правило, ошиновки 110 кВ выполняются гибкими подвесными проводами круглого сечения. Материал - многопроволочный алюминиевый провод со стальным сердечником (марка АС). Сечение сборных шин и ошиновок, расположенных в пределах подстанции, в соответствии с ПУЭ выбирается из условия: , где - допустимый ток для данного сечения проводника. определяется с учетом рекомендаций, данных в таблице 6.1. кА. Выбираем провод марки АС - 120/19 с кА. , (условие выполняется).

Проверке по условиям короны подлежат ВЛ 110 кВ и выше, прокладываемые по трассам с отметками выше 1500 м над уровнем моря. При более низких отметках проверка не производится, если сечения проводов равны минимально допустимым по условиям короны или превышают их, сечение не меньше 70 мм².

Ошиновка ВН на 110 кВ выполняется гибкой подвесной из проводов круглого сечения. Материал - многопроволочный алюминий провод со стальным сердечником (марка АС).

Сечение ошиновки выбирается по условию:

;

где: I_доп - допустимый ток для данного сечения проводника, А;

- максимальный ток послеаварийного режима (отключение одного блока).

Выбираем провод марки АС - 95/16 с .

Проверка на корону не производится, т.к. сечение больше 70 мм².

6.6 Ошиновка силового трансформатора на напряжение 10 кВ

Ошиновка цепи силового трансформатора от выводов 6-10 кВ до ввода в распределительное устройство может выполняться в виде:

а) гибкой связи из пучка сталеалюминиевых и алюминиевых проводов;

б) шинного моста из прямоугольных или коробчатых шин, устанавливаемых на опорных изоляторах;

в) комплектного токопровода.

Сечение ошиновки выбирается по величине .

Условие проверки выбранного сечения:.

Выполним ошиновку в виде гибкой связи, определив несущие и токоведущие провода. В качестве несущих, как правило, принимаются два провода марки АС-185 (). Токоведущие провода обычно принимаются марки А-185.

Число токоведущих проводов:

,

где кА; и - допустимый ток для несущих и токоведущих проводов. - коэффициент, учитывающий снижение допустимого тока из-за их взаимного влияния.

В качестве несущего выбираем провод марки АС-185/24 с кА; в качестве токоведущего выбираем провод марки А-185/24 с кА.

Выбранное сечение гибкой связи проверяется по термической стойкости к токам КЗ. Условие проверки:

,

где - интеграл Джоуля, определенный при выборе выключателя в цепи трансформатора;

- коэффициент, принимаемый для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов гибкой связи.

мм².

185 > 124,9 - условие выполняется.

6.7 Выбор кабельных линий

Сечение силовых кабелей выбираем по экономической плотности тока:

,

где j_эк - экономическая плотность тока j_эк = 1,7 А/мм² [5, табл. 1.3.36].

Максимальный длительный ток нормального режима, исходя из того, что имеем 20 кабельных линий, отходящих от шин НН подстанции:

.

Экономическое сечение кабеля:

мм²

Принимаем кабель ААШв-10 3х95 с А .

Проверка допустимого тока в зависимости от способа прокладки кабеля: , где - поправочный коэффициент, зависящий от числа кабелей в траншее и от расстояния между ними;

- допустимый табличный ток.

кА.

Коэффициент фактической загрузки кабеля в режиме перегрузки:

.

Коэффициент предварительной загрузки:

.

По таблице перегрузочной способности для полученных значений и времени перегрузки находим допустимый коэффициент перегрузки . Необходимым условием является: хотя бы для ч, в течение которого могут быть приняты меры к отключению потребителей 3 категории. Условие не выполняется.

Принимаем кабель ААШв-10 3х120 с А .

Проверка допустимого тока в зависимости от способа прокладки кабеля:

кА.

Коэффициент фактической загрузки кабеля в режиме перегрузки:

.

Коэффициент предварительной загрузки:

.

По таблице перегрузочной способности для полученных значений и времени перегрузки находим допустимый коэффициент перегрузки . Необходимым условием является: хотя бы для ч, в течение которого могут быть приняты меры к отключению потребителей 3 категории. Условие выполняется.

Выбранное сечение кабеля должно быть проверено по условию термической стойкости:

,

где - интеграл Джоуля (), определенный при выборе выключателя на линиях потребителей;

- коэффициент, принимаемый для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов гибкой связи.

мм².

Поскольку условие выполняется, но следует дополнительно установить на кабеле токовую отсечку.

Принимаем с, тогда

.

Повторная проверка условия:

мм².

Условие выполняется, следовательно, принимаем кабель ААШв-10 3х120 .

Проверка кабеля на невозгораемость. Определение температуры нагрева жил кабеля током КЗ.

,

где - температура жилы в конце КЗ, °С;

- температура жилы до КЗ, °С;

- величина, обратная температурному коэффициенту электрического сопротивления при 0°С, равная 228°С.

,

где в - постоянная, характеризующая теплофизические характеристики материалы жилы, равная для алюминия 45,65 мм4/(кА²•с);

Вк - интеграл Джоуля, кА²•с;

S - сечение жил, мм²;

Значение начальной температуры жилы до КЗ может быть определено по формуле

,

где - фактическая температура окружающей среды во время КЗ, 15 °С;

- значение расчетной длительной допустимой температуры жилы, °С, для кабелей с пропитанной бумажной изоляцией напряжением в 10 кВ - 60;

- значение расчетной температуры окружающей среды (воздуха) 25°С;

- значение тока перед КЗ, А;

- значение расчетного длительно допустимого тока в А [1, табл.6.13].

°С;

;

°С.

Полученная температура нагрева кабеля при протекании тока КЗ равная 104,06°С не превышает значение расчетной температуры нагрева токопроводящих жил кабелей при проверке на невозгораемость равной 200°С при определении пригодности кабелей к дальнейшей эксплуатации для бронированных кабелей с пропитанной бумажной изоляцией на напряжение 10 кВ.

Окончательно принимаем кабель ААШв-10 3х120.

6.8 Выбор ограничителей перенапряжения

Согласно нормам технологического проектирования, на подстанции предусматривается установка ОПН следующих типов:

*на стороне ВН трансформатора принимаем ОПН-П-110 УХЛ1;

*на стороне НН трансформатора принимаем ОПН-10 УХЛ1;

*на нейтрале трансформатора принимаем ОПНН-110 УХЛ1.

7. ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК

Постоянный оперативный ток - это система питания оперативных цепей защиты, автоматики, сигнализации от аккумуляторной батареи типа 24ССАП3000П на напряжение 220В без элементного коммутатора, работающая в системе постоянного подзаряда, могут использоваться шкафы управления оперативного тока (ШУОТ).

Постоянный оперативный ток применяется на напряжение 110 кВ, кроме отпаечных и тупиковых подстанций (в нашем случае имеется проходная подстанция).

Устанавливаются две аккумуляторные батареи типа 24ССАП3000П с длительностью автономной работы не менее двух часов.

На ПС с постоянным оперативным током следует применять переменный оперативный ток для питания собственных нужд.

Для постоянного подзаряда, а также после аварийного разряда каждой аккумуляторной батареи применяются два комплекта автоматизированных выпрямительных агрегатов типа ВАЗП 380/260 40/80-2, которые работают параллельно с аккумуляторной батареей, поддерживают стабилизированное напряжение на шинах постоянного тока, возмещают потери саморазряда батареи и питают всю длительную нагрузку постоянного тока.

8. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

На стороне НН применяется комплектное распределительное устройство внутренней установки (КРУ), так как оно экономически оправданное при числе шкафов 25 и более. Число шкафов на низшем напряжении данной подстанции составляет 32 штуки (20 на отходящие КЛ; 2 на ТСН; 2 на секционный выключатель; 4 на вводные выключатели; 4 на измерительные трансформаторы напряжения).

КРУ - распределительное устройство, состоящее из закрытых шкафов со встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами. Шкафы КРУ изготавливаются на заводах, что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения надёжной работы электрооборудования. Применение КРУ позволяет ускорить монтаж РУ. КРУ более безопасно в обслуживании, так как все части, находящиеся под напряжением закрыты кожухами.

На стороне ВН применяется ОРУ с типовыми ячейками. Размещение оборудования в ячейках позволяет осуществлять его независимый ремонт и обслуживание, локализацию аварии в пределах ячейки. Ширина ячейки стандартная и равна для 110 кВ - 9 м. Именно она определяет ширину распределительного устройства и ПС в целом. Длина ячейки и, следовательно, длина ОРУ определяется схемой РУ и способом размещения оборудования. Применяем ОРУ низкого типа с размещением аппаратов на одном уровне (~ 3 м).

Зона ячеек РУ отделена от зоны трансформаторов автодорогой для проезда автотрейлеров шириной 5 м с отдалением от провозимого оборудования на безопасное расстояние, указываемое в [1]. Габаритная высота проезда равна 4 м. При планировании территории ПС обеспечен проезд для автомобильного транспорта с улучшенной грунтовой поверхностью. Автодороги с покрытием проложены к порталу для ревизии трансформаторов, КРУ, зданию щита управления, вдоль выключателей ОРУ 110 кВ. Расстояние между трансформаторами в свету 15 м, иначе применяют сплошные разделительные перегородки с пределом огнестойкости 1,5 ч.

Дороги могут устраиваться по кольцевой, тупиковой и смешанной системам. В конце тупиковых дорог предусматриваются площадки для разворота размером не менее 12х12 м.

Радиусы закругления дорог по оси проезжей части следует предусматривать для автомобильных дорог 10 м, при въезде в ОРУ - 8 м. Ширина ворот автомобильных въездов на площадку ПС следует принимать по наибольшей ширине применяемых на ремонтных работах автомобилей и механизмов плюс 1,5м, но не менее 4,5 м.