Проектирование понизительной подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Целью данного дипломного проекта является проектирование понизительной подстанции.

Заданием на данный проект явились:

схема прилегающей сети;

суточный график использования нагрузки;

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

При выполнении курсового проекта был осуществлён:

выбор трансформаторов, использующихся на подстанции;

выбор схемы соединения подстанции;

выбор типов релейной защиты и автоматики;

выбор оборудования и токоведущих частей;

расчёт технико-экономических показателей подстанции.

Содержание

1. Характеристика понизительной подстанции и ее нагрузок

1.1 Определение типа подстанции

2. Выбор силовых трансформаторов

2.1 Расчет перегрузочной способности

3. Расчет короткого замыкания

3.1 Расчетная схема

3.2 Схема замещения

3.3 Выбор базисных величин

3.4 Расчет трехфазного КЗ

3.4.1 Расчет параметров схемы замещения

3.4.2 Преобразование расчетной схемы

3.4.3 Расчет действующего значения начальной периодической составляющей тока КЗ

3.5 Результаты расчетов токов КЗ

4. Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции

4.1 Выбор схемы РУ ВН

4.2 Выбор схемы РУ НН

5. Выбор типов релейной защиты, автоматики и измерений

5.1 Релейная защита на силовом трансформаторе

5.2 Релейная защита на вводных выключателях

5.3 Релейная защита на секционных выключателях

5.4 Релейная защита на секциях шин

5.5 Релейная защита на отходящих кабельных линиях

5.6 Релейная защита на стороне ВН

5.7 Автоматика на ПС.

6. Выбор оборудования и токоведущих частей

6.1 Выбор выключателей

6.1.1 Выбор выключателей на стороне ВН

6.1.2 Выбор выключателей на стороне НН трансформатора

6.1.3 Выбор секционного выключателя

6.1.4 Выбор выключателей на отходящих кабельных линиях

6.2 Выбор разъединителей

6.3 Выбор аппаратов в цепи трансформатора собственных нужд

6.3.1 Выбор трансформаторов собственных нужд

6.3.2 Выбор предохранителя ТСН

6.3.3 Выбор предохранителя трансформатора напряжения

6.3.4 Выбор автомата

6.4 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

6.4.1 Выбор трансформаторов тока на стороне ВН трансформатора

6.4.2 Выбор трансформаторов тока, встроенных в выключатели на стороне ВН

6.4.3 Выбор трансформаторов тока, встроенных в высоковольтные ввода трансформатора

6.4.4 Выбор трансформаторов тока на стороне НН трансформатора

6.4.5 Выбор трансформатора тока на секционном выключателе

6.4.6 Выбор трансформатора тока на отходящих кабельных линиях

6.4.7 Выбор трансформаторов напряжения на стороне ВН

6.4.8 Выбор трансформаторов напряжения на секции НН

6.5 Выбор сборных шин высшего напряжения

6.6 Выбор ошиновки силового трансформатора

6.7 Выбор кабельных линий к потребителю

6.8 Выбор ограничителей ОПН

6.9 Выбор предохранителей на стороне ВН для ТН

7. Оперативный ток

8. Выбор и обоснование конструкций РУ

9. Охрана труда

9.1 Производственная санитария

9.1.1 Система рабочего и аварийного освещения

9.1.2 Создание нормальных температурных условий работы персонала

9.1.3 Защита от шума и вибрации

9.1.4 Защита персонала, обслуживающего аккумуляторные батареи

9.2 Мероприятия по технике безопасности

9.2.1 Ограждение территории ПС

9.2.2 Необходимые изоляционные расстояния

9.2.3 Маркировка частей установок и предупредительная окраска

9.2.4 Блокировки, обеспечивающие электробезопасность при обслуживании ПС

9.2.5 Проходы, входы и выходы в РУ

9.2.6 Устройство защитного заземления

9.2.7 Выбор электрических аппаратов и проводников с учетом нормальных режимов возможных перегрузок и аварийных режимов

9.2.8 Устройство молниезащиты

9.3 Мероприятия пожарной безопасности

9.3.1 Степень огнестойкости зданий и сооружений подстанции

9.3.2 Установка маслонаполненных аппаратов по ОРУ

9.3.3 Противопожарные мероприятия

10. Технико-экономические показатели подстанции

Заключение

Список литературы

Приложение

Приложение.1. Силовой трансформатор типа ТМН - 6300/35 - У1

Приложение 2. Счетчик электроэнергии СЭТ - 4ТМ.03

Приложение 3. Элегазовый выключатель типа ВГБ - 35 - 12,5/630

Приложение 4. Выключатели вакуумные серии ВВ/TEL

Приложение 5. Ячейка КРУ серии К-59

Приложение 6. Разъединитель типа РГ - 35/1000

Приложение 7 . Трансформатор типа ТСЗ - 25/10

Приложение 8. Автоматический воздушный выключатель типа ВА51-35

Приложение 9. Трансформатор тока ТОЛ - 35-III

Приложение 10. Трансформатор тока ТВ35 - II - 150/5

Приложение 11. Трансформатор тока ТВТ35 - I - 150/5

Приложение 12. Трансформатор тока ТПОЛ - 10

Приложение 13. Трансформатор тока ТЛК - 10

Приложение 14. Трансформатор напряжения ЗНОЛ-СЭЩ-35

Приложение 15. Кабель силовой АПвП - (3х50) - 10

Приложение 16. Ограничитель перенапряжения типа ОПН - 35 - УХЛ1

Приложение 17. Ограничитель перенапряжения типа ОПН - РТ10 - УХЛ2

Приложение 18. Аккумуляторные батареи серии БП

1. Характеристика понизительной подстанции и ее нагрузок

1.1 Определение типа подстанции

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

Категория проектируемой подстанции: ПС с малым числом линий электропередачи и выключателями на стороне ВН.

По способу присоединения к сети подстанция является проходной (рис. 1.1). Высшее напряжение подстанции 35 кВ, низшее напряжение 10 кВ.

По назначению данная подстанция является потребительской (для электроснабжения потребителей, территориально примыкающих к подстанции).

Обслуживание осуществляется выездными бригадами.

трансформатор напряжение электрический замыкание

Рис.1.1. Участок электрической сети

От подстанции на стороне низкого напряжения отходит 11 кабельных линий, работающих по радиальной схеме.

Параметры сети 35 кВ занесены в таблицу 1.1.

Таблица 1.1. Параметры сети 35 кВ.

Вариант	Система:	Линии: длина, км / Худ, Ом/км	Трансформаторы МВА
	Система 1	ВЛ1	ВЛ2	ВЛ3	ВЛ4	ВЛ5	Т-1,2	Т-3,4	Т-5,6
9	710	11/0,4	14/0,39	11/0,41	14/0,4	22/0,42	25	6,3	16

• 1.2. Характеристика нагрузки подстанции

К данной подстанции подключены потребители 1, 2 и 3 категорий, в таблице 1.2 приведены данные о соотношении количества потребителей различных категорий.

Таблица 1.2. Соотношение нагрузок по категориям потребителей.

Категория потребителя	1	2	3
Процентное отношение	10 %	80 %	10 %

График использования активной и реактивной мощности на рис.1.2.

Рис. 1.2. график использования активной и реактивной мощности

В таблице 1.3 приведены данные для построения суточных графиков нагрузки

Таблица 1.3 Расчетные значения для построения суточного графика нагрузки.

N ступени	Часы	Длина ступени	P	Q	S	Wi
		Час	%	МВт	%	Мвар	МВА	МВт*ч
1	22 - 5	7	88	4,4	80	2,756	5,19	30,8
2	5-9	4	91	4,55	85	2,928	5,41	18,2
3	9-16	7	100	5	95	3,272	5,97	35
4	16-18	2	90	4,5	85	2,928	5,36	9
5	18-22	4	100	5	100	3,445	6,09	20

На рис. 1.3. приведены графики использования полной мощности.

Пример расчета для первой ступени

Рис. 1.3. Графики использования полной мощности

Другие параметры, характеризующие нагрузку подстанции:

Суточный отпуск электроэнергии потребителям

Время использования максимальной активной нагрузки

Максимальная нагрузка

Средняя нагрузка

Коэффициент заполнения годового графика нагрузки

2. Выбор силовых трансформаторов

Поскольку от подстанции питаются потребители 1 и 2 категории, по условию надежности, требуется установка двух силовых трансформаторов.

Мощность каждого трансформатора выбирается таким образом, 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, принимаем трансформатор ТМН-6300/35/11, т.к. ТМН-4000/35/11 - по условию не подходит, а данный трансформатор, ближайший меньшей мощности. (рис П.1)

Далее производим проверку по перегрузочной способности в случае отключения одного из трансформаторов. Нагрузочная способность трансформаторов до 100 МВА определяется по ГОСТ 14209-85. Для определения перегрузки исходный график S=f(t) должен быть преобразован в эквивалентный (в тепловом отношении) прямоугольный график нагрузки.

2.1 Расчет перегрузочной способности

На исходном графике (рис. 1.3.) откладывается номинальная мощность трансформатора, пересечением ее с исходным графиком выделяется участок наибольшей перегрузки продолжительностью h и участок начальной нагрузки.

Рис. 2.1. Графики использования полной мощности

1. Находим начальную нагрузку проверим трансформатор ТМН-4000/35/11

- номинальная мощность трансформатора.

Коэффициент К1 является и коэффициентом перегрузки К2 так как данный трансформатор будет работать с 24-х часовой перегрузкой.

2. Находим максимальное значение перегрузки(нагрузки):

K_макс=S_макс/S_{ном тр-ра}= 6,09/4,0 = 1,5225

По [8,табл.П.2.4] при полученных значениях коэффициентов К1 и К2 трансформатор не может быть применен.

Следовательно, выбираем трансформатор типа ТМН-6300/35. Параметры выбранного трансформатора приведены в таблице 2.1. по [2,табл.3.4.]

Таблица 2.1 Параметры трансформатора ТМН-6300/35

Sном	UВН	UНН	Uк	Pхх	Pк	Iк
МВА	кВ	кВ	%	кВт	кВт	%
6,3	35	11	7,5	8	45,6	0,8

4. Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции

4.1 Выбор схемы РУ ВН

В соответствии с рекомендациями [5], для заданного числа присоединений и напряжения, выбираем схему электрических соединений подстанции на стороне 35 кВ. Принимаем:

Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии - типовая схема № 35-5Н (СТО 56947007-29.240.30.010-2008) (рис.4.1).

Рис.4.1. Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии.4.2 Выбор схемы РУ НН

На напряжении 10 кВ следует принять схему распределительного устройства: “Секционированные с выключателем, системы шин”. Схема РУ НН отображена на рис 4.2.



Рис 4.2. Секционированные с выключателем, системы шин

5. Выбор типов релейной защиты, автоматики и измерений

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

5.1 Релейная защита на силовом трансформаторе

На силовом трансформаторе ставятся следующие типы защит [3,п 9.7]:

Продольная дифференциальная защита от коротких замыканий трансформатора и на его выводах (t_рз= 0.1 с).

Газовая защита от внутренних повреждений в трансформаторе и от понижения уровня масла в трансформаторе(t_рз= 0.1 с).

Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания t_рз= 1,8 с).

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

Защита устройства РПН с использованием струйных реле

Дифференциальная токовая защита ошиновки НН.

5.2 Релейная защита на вводных выключателях

На вводных выключателях необходимо устанавливать следующие виды защит [3,п 9.14.1]:

1. Максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению.

2. Дуговая защита.

3. Защита минимального напряжения.

5.3 Релейная защита на секционных выключателях

На секционном выключателе устанавливают следующие виды защит [3,п. 9.14.2]:

1. Максимально-токовая защита (t_рз= 1,5 с).

2. Дуговая защита

5.4 Релейная защита на секциях шин

На каждой секции шин необходимо устанавливать [3,п. 9.14.3]:

1. Дуговая защита шин

2. Сигнализация о замыкании на землю

5.5 Релейная защита на отходящих кабельных линиях

На кабелях, отходящих к потребителю, устанавливаются следующие виды релейной защиты [3,п. 9.14.4]:

Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания (t_рз= 1,2 с).

Токовая отсечка, если кабель не проходит по термической стойкости по времени действия МТЗ (t_рз= 0.1 с).

Токовая защита, сигнализирующая замыкание на землю в кабеле

Дуговая защита

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

Кроме того, предусматривается возможность определения поврежденной фазы с помощью вольтметра, подключаемого на фазные напряжения.

5.6 Релейная защита на стороне ВН

На стороне ВН устанавливаются быстродействующие защиты (t_рз= 0.1с).

5.7 Автоматика на ПС

На подстанции предусмотрены следующие виды автоматики [3, п. 9.7, пп 9.14.1-9.14.4]:

Автоматическое включение резерва на секционном выключателе 10 кВ и на автомате 0.4 кВ трансформатора собственных нужд.

Автоматическое повторное включение линий ВН

Автоматическое включение охлаждающих устройств трансформатора.

Автоматика регулирования РПН.

Таблица 5.1 Измерительные приборы и места их установки

№ п/п	Место установки приборов	Приборы	Примечания
1.	Трансформатор напряжения	Амперметр (Э-335) Счетчик активной/ реактивной энергии (СЭТ - 4ТМ.03)	Счетчики комерческого учета Приборы устанавливаются на каждую из обмоток НН
2.	Секционный выключатель	Амперметр в одной фазе (Э-335)
3.	Секция шин НН	Вольтметр (Э-335)	Вольтметр имеет переключатель для измерения линейных и фазных напряжений
4.	Кабельная линия	Амперметр (Э-335) Счетчик активной/ реактивной энергии (СЭТ - 4ТМ.03)	Счетчики активной и реактивной энергии расчетные
5.	Трансформатор собственных нужд	Амперметр (Э-335) Счетчик активной/ реактивной энергии (СЭТ - 4ТМ.03)	Приборы устанавливаются со стороны низшего напряжения ТСН Счетчик расчетный
6.	Секция ВН	Вольтметр (Э-335) Вольтметр регистрирующий (Н-393) ИМФ	Вольтметр имеет переключатель для измерения междуфазных и фазных напряжений
7.	Линия 35кВ с односторонним питанием ним питанием	Амперметр в одной фазе (Э-335) Счетчик активной/ реактивной энергии (СЭТ - 4ТМ.03)	Счетчик расчетный со стороны питания

Все приборы выбраны по [4,табл.П.4.8 -П.4.9.]. Параметры счетчика в Приложение 2.

6. Выбор оборудования и токоведущих частей

6.1 Выбор выключателей

Для выбора аппаратов и токоведущих частей необходимо рассчитать ток продолжительного режима, результат расчет сводится в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 Ток продолжительного режима.

Обозначение	Выключатель или токоведущая часть	Вариант задания
Q1, Q2	Выключатель на стороне высшего напряжения
Q3	Выключатель и ошиновка трансформатора на стороне низшего напряжения
Q4	Секционный выключатель шин 10 кВ
Q5	Выключатель на линиях потребителей 10 кВ
	Сборные шины низкого напряжения

6.1.1 Выбор выключателей на стороне ВН

Тип выключателя ВГБ-35- 12,5/630 по [4, стр.237 табл.П.4.1.] [http://forca.ru/v/sobi2Task,sobi2Details/catid,0/sobi2Id,93/] (Приложение 3)

Таблица 6.2. Выбор выключателей на стороне высшего напряжения (Q1, Q2).

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
Uсети = 35 кВ Iпрод.расч. = 100 А	Uном = 35 кВ Iном = 630 А	По условиям длительного режима
		По коммутационной способности (23,335>10,231)
	iдин=35 (кА)	По динамической стойкости (35>9,592)
Вк =		По термической стойкости (468>2,98)
		По току включения (35>9,592) (12,5>3,768)

Расчет значений таблицы 6.2:

;

0,1+0,06=0,16 (с);

(с);

ф = t защ.мин.+ t о.c.= 0,01 + 0,04 = 0,05 (с);

;

.

U_ном и I_ном - номинальное напряжение и номинальный ток выключателя;

U_сети - номинальное напряжение сети, где установлен выключатель;

I_{прод.расч} - максимальный ток ремонтного или послеаварийного режима, определяемого согласно табл.6.1.;

i_d - амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ;

В_к - интеграл Джоуля для заданной цепи;

t_отк -полное время отключения тока КЗ.

t_рз - время действия основной релейной защиты цепи, где установлен выключатель по[1,п.1.4.8.];

t_о.в. - полное время отключения выключателя с приводом;

I_о.ном - номинальный ток отключения выключателя;

- номинальное относительное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе при номинальном токе отключения;

- апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени ,

;

t_{защ.мин} - минимальное время срабатывания релейной защиты (t_{защ.мин} = 0.01с);

t_о.с - собственной время отключения выключателя с приводом;

i_в.ном - амплитудное значение номинального тока включения;

I_в.ном - действующие значение номинального тока включения выключателя;

I_тер, t_тер - ток и время релейной защиты по условию термической стойкости;

6.1.2 Выбор выключателей на стороне НН трансформатора

Тип выключателя ВВ/TEL - 10 - 16/630 УХЛ2 по [4, табл.П.4.1.]

[http://forca.ru/v/sobi2Task,sobi2Details/catid,0/sobi2Id,49/] (Приложение 4)

Таблица 6.3 Выбор выключателя на стороне НН трансформатора (Q3)

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети = 10 кВ Iпрод.расч. = 167 А	Uном = 10 кВ Iном = 630 А	По условиям длительного режима
		По коммутационной способности (22,98>3,91)
	iдин=32 (кА)	По динамической стойкости (32>9,8)
		По термической стойкости (468,75>26,94)
	(кА) (кА)	По току включения (65>9,8) (12,5>3,746)

Расчет значений таблицы 6.3:

где 1,8+0,06=1,86 (с);

(с);

ф = t защ.мин.+ t о.c.= 0,01 + 0,025 = 0,035 (с);

;

;

Применяем ячейку КРУ серии К-59 (Приложение 5.), рассчитанный на номинальный ток главных цепей 630 А по [4,табл.П.4.7.]

6.1.3 Выбор секционного выключателя

Тип выключателя ВВ/TEL - 10 - 16/630 УХЛ2 по [4, табл.П.4.1.]( Приложение 4)

Таблица 6.4 Выбор секционного выключателя (Q4)

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети = 10 кВ Iпрод.расч. = 100 А	Uном = 10 кВ Iном = 630 А	По условиям длительного режима
		По коммутационной способности (22,98>8,254)
	iдин=32 (кА)	По динамической стойкости (32>9,8)
		По термической стойкости (468,75>22,24)
	(кА) (кА)	По току включения (65>9,8) (12,5>3,746)

Расчет значений таблицы 6.4:

где 1,5+0,025=1,525 (с);

(с);

ф = t защ.мин.+ t о.c.= 0,01 + 0,025 = 0,035 (с);

;

;

Применяем ячейку КРУ серии К-59 (Приложение 5.), рассчитанный на номинальный ток главных цепей 630 А по [4,табл.П.4.7.]

6.1.4 Выбор выключателей на отходящих кабельных линиях

Тип выключателя ВВ/TEL - 10 - 16/630 УХЛ2 по [4, табл.П.4.1.](Приложение 4.)

Таблица 6.5 Выбор выключателей на отходящих кабельных линиях (Q5)

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети = 10 кВ Iпрод.расч. = 100,6 А	Uном = 10 кВ Iном = 630 А	По условиям длительного режима
		По коммутационной способности (22,98>8,524)
	iдин=32 (кА)	По динамической стойкости (32>9,8)
		По термической стойкости (468,75>18,03)
	(кА) (кА)	По току включения (65>9,8) (12,5>3,746)

Расчет значений таблицы 6.5:

;

где 1,2+0,025=1,225 (с);

(с);

ф = t защ.мин.+ t о.c.= 0,01 + 0,025 = 0,035 (с);

;

;

Применяем ячейку КРУ серии К-59 (Приложение 5.), рассчитанный на номинальный ток главных цепей 630 А по [4,табл.П.4.7.]

6.2 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производится только на стороне ВН, так как на стороне НН роль разъединителей выполняют разъемы КРУ.

Разъединитель типа РГ-35/1000 УХЛ1 с приводом ПРГ-5УХЛ1 по [4, табл.П.4.4.] [http://forca.ru/spravka/razediniteli-i-otdeliteli/razediniteli-rg-4.html] (Приложение 6)

Таблица 6.6. Выбор разъединителей

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети = 35 кВ Iпрод.расч.= 100 А	Uном =35 кВ Iном = 1000 А	По условию длительного режима
	iдин = 35 кА	По динамической стойкости (35>9,592)
Вк =		По термической стойкости (468>2,98)

6.3 Выбор аппаратов в цепи трансформатора собственных нужд

6.3.1 Выбор трансформаторов собственных нужд

Для питания собственных нужд устанавливаются два трансформатора с вторичным напряжением 0.4 кВ. Мощность трансформатора собственных нужд можно ориентировочно принять:

Принимаем трансформаторы типа ТСЗ -25/10 по [2, табл.3.3] (Приложение 7)

U_вн=10,5 кВ U_нн=0,4 кВ S=25 кВА

6.3.2 Выбор предохранителя ТСН

;

Из условия выбора аппаратуры принимаем предохранитель

ПКТ 101-10-2-12,5 У3

,. (расчётные данные принимаются по [2, табл.5.4])

Проверка по коммутационной способности:

6.3.3 Выбор предохранителя трансформатора напряжения

Выбираем предохранитель ПКН 001-10У3, рассчитанный на напряжение 10 кВ по [2, табл.5.4].

6.3.4 Выбор автомата

Из условия выбора аппаратуры принимаем автомат ВА51-35 с I_ном = 100 А, I_уст.= 40А по [www.opt-nva.ru/upload/File/angara.DOC] .(Приложение 8)

6.4 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

6.4.1 Выбор трансформаторов тока на стороне ВН трансформатора

На стороне ВН принимаем трансформатор тока наружной установки.

Тип трансформатора тока ТОЛ - 35 - III по [http://www.tdtransformator.ru/TOL-35-III-IV.html] (Приложение 9)

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.7

Таблица 6.7 Проверка трансформатора тока на стороне ВН

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети = 35 кВ Iпрод.расч.=100 А	Uном = 35 кВ Iном = 150 А класс точности = 0,5	По условию длительного режима
	Iдин = 64 (кА)	По динамической стойкости (64>9,592)
Вк =		По термической стойкости (1875>2,98)

6.4.2 Выбор трансформаторов тока, встроенных в выключатели на стороне ВН

По [4, табл. П.4.5.] принимаем трансформатор тока типа ТВ35-150/5. (Приложение 10) [http://www.tdtransformator.ru/TV-35-IX.html]

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.8.

Таблица 6.8. Выбор трансформаторов тока, встроенных в выключатели на стороне ВН.

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети=35 кВ Iпрод.расч.=100 А	Uном=35 кВ Iном=150 А класс точности = 0.5	По условию длительного режима
Вк =		По термической стойкости (2500>2,98)

6.4.3 Выбор трансформаторов тока, встроенных в высоковольтные ввода трансформатора

По [2, табл. 5.11] принимаем трансформатор тока типа ТВТ35-I-200/5. (Приложение 11) [http://www.tdtransformator.ru/TVT.html]

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.9.

Таблица 6.9 Выбор трансформаторов тока, встроенных в высоковольтные ввода силового трансформатора.

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети=35 кВ Iпрод.расч.=100 А	Uном=35 кВ Iном=200 А класс точности=0.5	По условию длительного режима
Вк =		По термической стойкости (2532>2,98)

6.4.4 Выбор трансформаторов тока на стороне НН трансформатора

На стороне НН на выводе силовых трансформаторов ставим ТТ ТПОЛ-10 по [2, табл.5.9.]. (Приложение 12).Трансформаторы тока ставим в каждой фазе. [http://www.tdtransformator.ru/TPOL-10.html]

Проверка трансформатора тока на стороне НН в цепях трансформатора приведена в таблице 6.10.:

Таблица 6.10. Проверка трансформатора тока на стороне НН в цепях трансформатора

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети = 10 кВ Iпрод.расч.= 167 А	Uном = 12 кВ Iном = 200 А класс точности = 0,5,1,10Р	По условию длительного режима
Z2расч = 0,408 Ом	Z2ном = 0,8 Ом	По нагрузочной способности
		По термической стойкости

Проверка по нагрузочной способности. Схема подключения приведена на рис.6.1.



Рис.6.1. Схемы соединения трансформаторов тока и измерительных приборов в полную звезду.

Определим сопротивления приборов:

Z_амп.= S_{потр. обм} / I² = 0,1/5² = 0,004 (Ом);

Z_{сч.акт/реакт.}= S_{потр. обм} / I² = 0,1/5² = 0,004 (Ом);

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

Z_{прибор.У}= 0,004+0,004 = 0,008(Ом) (см. рис.6.1)

Z_2расч = Z_приб + r_пров+ r_конт =0,008 + r_пров + 0,05= 0,058 + r_пров

r_конт = 0.05 Ом (по [7], поскольку число приборов равно 2, что меньше 3)

Находим допустимое сопротивление провода:

r_{пров. доп.}= 0,8 - 0,058 = 0,742 (Ом)

Находим требуемое сечение для заданного сопротивления:

,

где - удельное сопротивление медного провода - 0,0175 (Ом*мм²/м);

l - длина контрольного кабеля (принимаем равной 50м);

r_{пров. доп.} -допустимое сопротивление провода,(Ом).

В результате расчета получаем:

q = 0,0175 50 / 0,742 = 1,179 (мм²)

принимаем сечение контрольного медного провода 2,5 мм²

q = 2,5 мм² r_пров.= 0,0175 50 /2,5 = 0,35 (Ом)

Z_2расч= 0,058 + 0,35 = 0,408 < 0,8 ,следовательно ТТ проходит по нагрузочной способности.

6.4.5 Выбор трансформатора тока на секционном выключателе

На секционном выключателе ставим ТТ ТЛК-10 по [4, табл.П.4.5].(Приложение 13) [http://www.tdtransformator.ru/TLK-10.html]

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.11.

Таблица 6.11. Проверка трансформатора тока

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети = 10 кВ Iпрод.расч.= 100 А	Uном = 10 кВ Iном = 150 А класс точности = 0,5,1,10Р	По условию длительного режима
iу =9,8 кА	Iдин = 81 кА	По динамической стойкости
		По термической стойкости

6.4.6 Выбор трансформатора тока на отходящих кабельных линиях

На отходящих кабельных линиях ставим ТТ ТПОЛ-10 по [4, табл.П.4.5].

Проверка трансформатора тока приведена в таблице 6.12:

Таблица 6.12. Проверка трансформатора тока

Расчетные данные	Каталожные данные	Условие выбора
Uсети = 10 кВ Iпрод.расч.= 100,6 А	Uном = 12 кВ Iном = 150 А класс точности = 0,5	По условию длительного режима
iу =9,8 кА	Iдин = 52 кА	По динамической стойкости
Z2расч = 0,158 Ом	Z2ном = 0,4 Ом	По нагрузочной способности
		По термической стойкости

Проверка по нагрузочной способности:

Определим сопротивления приборов:

Z_амп.= S_{потр. обм} / I² = 0,1/5² = 0,004 (Ом);

Z_{сч.акт/реакт.}= S_{потр. обм} / I² = 0,1/5² = 0,004 (Ом);

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

Z_{прибор.У}= 0,004+0,004 = 0,008(Ом) (см. рис.6.1)

Z_2расч = Z_приб + r_пров+ r_конт =0,008 + r_пров + 0,05= 0,058 + r_пров

r_конт = 0.05 Ом (по [7], поскольку число приборов равно 2, что меньше 3)

Находим допустимое сопротивление провода:

r_{пров. доп.}= 0,4- 0,058 = 0,342 (Ом)

Находим требуемое сечение для заданного сопротивления:

,

где - удельное сопротивление - 0,0175(Ом*мм²/м);

l - длина контрольного кабеля (принимаем равной 5м);

r_{пров. доп.} -допустимое сопротивление провода.

В результате расчета получаем:

q = 0,0175 5 / 0,342 = 2,558 (мм²)

принимаем сечение контрольного медного провода 4 мм²

q = 4 мм² r_пров.= 0,0175 5 /4 = 0,022 (Ом)

Z_2расч= 0,058 + 0,022 = 0,08 < 0,4 ,следовательно ТТ проходит по нагрузочной способности.

6.4.7 Выбор трансформаторов напряжения на стороне ВН.

На стороне ВН принимает ТН типа НОЛ-СЭЩ 35-1 -0,5/1/3 - 75/75/75 по [4, табл.П.4.5](Приложение 14) [http://www.tdtransformator.ru/]

с параметрами:

первичное напряжение 35000 В;

вторичное напряжение 100 В;

допустимая мощность 75 ВА при классе точности 0,5;

6.4.8 Выбор трансформаторов напряжения на секции НН.

На секции 10 кВ ставим ТН типа НОЛ-СЭЩ 10-1 -0,5/1/3 - 75/75/75 по [4, табл.П.4.5](Приложение 15) [http://www.tdtransformator.ru/.html]

с параметрами:

первичное напряжение 10000 В;

вторичное напряжение 100 В;

допустимая мощность 75 ВА при классе точности 0,5;

Проверка по нагрузочной способности:

Подсчет нагрузки вторичной обмотки трансформатора напряжения приведен в таблице 6.14.

Таблица 6.14. Нагрузки вторичной обмотки трансформатора напряжения(TV3,TV4)

Наименование прибора	Тип	Число катушек	Потребляемая мощность одной катушки, ВА(Вт)	Число приборов	P, Вт	Q, ВАр
Вольтметр	Э-335	1	2/-	1	2	0
Счетчик активной энергии	СЭТ -4ТМ0.3	3	1,3/3	6+1	3•7=21	0

Т.к. условие выполняется, то на каждой секции не требуется устанавливать дополнительные трансформаторы напряжения.

6.5 Выбор сборных шин высшего напряжения

Сборные шины ВН на 35 кВ выполняются гибкими подвесными токопроводами из проводов круглого сечения. Материал - алюминий, со стальным сердечником, марка АС.

Сечение сборных шин выбирается по условию:,где

- допустимый ток для данного сечения проводника;

- максимальный ток ремонтного или послеаварийного режима наиболее нагруженного присоединения, определяется с учетом рекомендаций табл. 6.1.

Выбираем провод марки АС - 50/8 с (по [2, табл. 7.35])

Проверка на корону не требуется.

6.6 Выбор ошиновки силового трансформатора

Ошиновка силового трансформатора от выводов 10 кВ до ввода в распределительное устройство выполняется в виде алюминиевых шин прямоугольного сечения, так как они обеспечивают меньшие потери и лучшие условия охлаждения.

Сечение ошиновки выбирается по нагреву (допустимому току):

Выбираем 3 полосы алюминиевых шин прямоугольного сечения [2, табл.7.6]: h=25 мм; b = 3 мм; q= 25х3=75.

Рис. 6.2. Ошиновка в виде жестких шин прямоугольного сечения.

1. Проверка по термической стойкости:

Выбранное сечение проверяется по термической стойкости к токам коротких замыканий.

Условие выполняется.

2. Проверка шин на электродинамическую стойкость:

200 Гц - наибольшая частота при которой возможно возникновение механического резонанса, при 200 Гц - система статична.

J - момент инерции относительно оси прямоугольного проводника, перпендикулярно действующей силы.



- поперечное сечение прямоугольной шины [2, табл.7.3].

Примем ближайшее меньшее с точностью 0,1 метр: .

Сила, действующая на пролет длиной 1 (м) и на расстоянии а=0,5 (м) между фазами при трехфазном КЗ:

Где - ударный ток трехфазного короткого замыкания, А;

-расстояние между проводами, принятое равным 0,5 м;

Изгибающий момент междуфазных усилий:

,

-для алюминиевых шин по [7, табл.6.6.].

3. Выбор изоляторов.

Опорные изоляторы для наружной установки рассчитываются из условий:

по [1,п.1.4.15.]

- минимальная разрушающая сила на изгиб [2, табл. 5.7].

Принимаем опорный стержневой полимерный изолятор ИОСПК - 4-10/85 - I [2, табл. 5.7]. [http://www.izolyator.ru/opor.php]

6.7 Выбор кабельных линий к потребителю

Максимальный длительный ток нормального режима:

Сечение силовых кабелей выбирается по экономической плотности тока.

Экономическое сечение одного провода

где - по [4, табл.П.3.3] экономическая плотность тока кабеля с поливинилхлоридной изоляцией и алюминиевой жилой при Та>5000 ч. Принимаем кабель типа АПвП - 3х50/16 - 10 по [http://www.elcable.ru].(Приложение 16)

1. Проверка по нагреву.

- допустимый табличный ток ,

С учетом способа прокладки кабеля (в земле, 2 кабеля в траншее) вводится поправочный коэффициент k=0,9 по [2,табл.7.17.]:

по [1,п 1.3.6]

2. Проверка по термической стойкости.

Для этого требуется определить минимально допустимое сечение

В_к - тепловой импульс;

;

где 1,2+0,025=1,225 (с);

(с);

С [А*с^1/2/мм²] - коэффициент, принимаемый для алюминиевых шин равным 90 по [2, табл. 3.14]/ Кабель проходит по термической стойкости.

6.8 Выбор ограничителей ОПН

На стороне ВН принимаем ОПН - 35УХЛ1.(Приложение 17)

На стороне НН принимаем ОПН - РТ10УХЛ2.(Приложение 18)

6.9 Выбор предохранителей на стороне ВН для ТН

Принимаем предохранители типа ПКН001 - 35У3 по [2, табл. 5.4]

9. Охрана труда

9.1 Производственная санитария

9.1.1 Система рабочего и аварийного освещения

Рабочее освещение является основным видом освещения и предусматривается во всех помещениях подстанций, а также на открытых участках территории, где в темное время суток может производиться работа или происходить движение транспорта и людей. Рабочее освещение включает в себя общее стационарное освещение напряжением 220 В, переносное (ремонтное) освещение, осуществляемое переносными лампами напряжением 12 В, местное освещение (на станках и верстаках) напряжением 36 В.

Питание шин рабочего освещения осуществляется от трансформаторов собственных нужд с глухозаземленной нейтралью, при этом защитные и разъединяющие автоматические выключатели устанавливаются только в фазных проводах.

Аварийное освещение выполняется в помещениях щита управления релейных панелей и силовых панелей собственных нужд, аппаратной связи.

Питание сети аварийного освещения нормально осуществляется c шин собственных нужд 380/220 В переменного тока, и при исчезновении последнего автоматически переводиться на шины оперативного постоянного тока.

Для освещения помещений подстанций используются обычные лампы накаливания. Для освещения открытых распределительных устройств используются прожекторы ПКН с галогеновыми лампами. Прожекторы устанавливаются группами на существующих опорах молниеотводов , порталах открытого распределительного устройства.

В целях ограничения резких теней из-за наличия в открытых распределительных устройствах громоздкого оборудования, прожекторные установки размещаются с двух противоположных сторон.

9.1.2 Создание нормальных температурных условий работы персонала

В помещениях ПС должно быть предусмотрено отопление. В холодное время при неработающем оборудовании отопление должно обеспечивать нормальные условия работы персонала. В летний период температура воздуха в рабочей зоне помещения ПС не должна превышать температуры наружного воздуха более чем на пять градусов по Цельсию, при этом наибольшая температура должна быть не выше +40єС.В помещениях ПС должны быть приняты меры для удаления избыточной теплоты, выделяемой при работе установки. В устройсве общей обменной вентиляции, используемой для удаления избыточной теплоты из помещений, должна быть предусмотрена очистка воздуха.

9.1.3 Защита от шума и вибрации

При выборе площадки для ПС окончательное согласование и месторасположение производится органами санитарного надзора по предоставлению проекта санитарно-защитной зоны, который выполняется в виде пояснительной записки, расчетов и чертежей, с нанесением источников шума, указанием шумозащитной зоны и экранирующих или шумоизолирующих конструкций.

Основными источниками промышленного шума на ПС являются: трансформаторы, вентиляционные установки в зданиях.

9.1.4 Защита персонала, обслуживающего аккумуляторные батареи

Помещения аккумуляторных батарей, в которых производится заряд аккумуляторов при напряжении 2 В на элемент, должны быть оборудованы стационарной принудительной приточно-вытяжной вентиляции. Для помещений аккумуляторных батарей, работающих в режиме постоянного подзаряда и заряда при при напряжении 2 В на элемент, должно быть применение стационарных или инвентарных устройств принудительной приточно-вытяжной вентиляции на период формовки батарей и контрольных перезарядов. Вентиляционная система помещений аккумуляторной батареи должна обслуживать только аккумуляторные батареи и кислотную. Выброс газа должен производиться только через шахту, возвышающуюся над крышей здания не менее чем на полтора метра. Шахта должна быть защищена от попадания в нее атмосферных осадков. Включение вентиляции в дымоходы или в общую систему вентиляции здания запрещается.

9.2 Мероприятия по технике безопасности

9.2.1 Ограждение территории ПС

На подстанции применено два вида оград - внешняя и внутренняя. Внешняя ограда служит препятствием для проникновения на территорию посторонних лиц и крупных животных и имеет высоту 2,4 м. Внутренняя ограда служит для выделения зоны ОРУ-35 кВ и имеет высоту 1,6 м.

В качестве конструктивных элементов оград применяются сетчатые панели 3000х1700 мм из проволоки 2,5 мм и ячейками 50х50 мм. В качестве фундаментов применяются сборные бетонные блоки с закладной частью, устанавливаемые в сверляной котлован, к которым сетчатые панели привариваются при монтаже. Зазор между низом сетчатой панели составляет 100 мм.

9.2.2 Необходимые изоляционные расстояния

1. От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м - 900 мм;

2. Между проводами разных фаз - 1,0 м;

3. От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений высотой 1,6 м, до габаритов транспортируемого оборудования - 1650 мм;

4. Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и не отключенной верхней - 1,650 м;

5. От не огражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий при наибольшем провисании проводов - 3,6 м;

6. Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях, а также между токоведущими частями разных цепей по горизонтали с обслуживанием одной цепи при не отключенной другой; от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора; между токоведущими частями и зданиями или сооружениями - 2,9 м;

7. От контакта и ножа разъединителя в отключенном режиме до ошиновки, присоединенной ко второму контакту - 1,1 м.

9.2.3 Маркировка частей установок и предупредительная окраска

В соответствии с требованиями ПУЭ выполняются буквенно-цифровое и цветовое обозначение.

Шины обозначаются:

при переменном трехфазном токе: шины фазы А - желтым цветом, фазы В - зеленым, фазы С - красным, нулевая рабочая N - голубым, эта же шина, используемая в качестве нулевой защитной - продольными полосами желтого и зеленого цветов;

при переменном однофазном токе: шина А, присоединенная к началу обмотки источника питания - желтым цветом, а шина В, присоединенная к концу обмотки - красным;

при постоянном токе: положительная шина (+) - красным цветом, отрицательная (-) - синим цветом и нулевая рабочая М - голубым.

-резервная, как резервируемая основная шина, если же резервная шина может заменять любую из основных шин, то она обозначается поперечными полосами цвета основных шин.

Цветовое обозначение выполняется по всей длине шин, либо в местах их присоединения.

Заземляющие шины тоже окрашиваются в черный цвет. Рукоятки приводов заземляющих приборов окрашиваются в красный цвет, а рукоятки других приводов - в цвета оборудования.

9.2.4 Блокировки, обеспечивающие электробезопасность при обслуживании ПС

РУ-35 и 10 кВ оборудуются оперативной блокировкой, исключающей возможность:

1. включения выключателей, разъединителей;

2. включения заземляющих ножей на ошиновку, не отделенную разъединителями от ошиновки, находящейся под напряжением;

3. отключения и включения разъединителями тока нагрузки, если это не предусмотрено конструкцией аппарата.

В РУ ПС применяется механическая (ключевая) оперативная блокировка. Приборы разъединителей имеют приспособления для запирания их замками в отключенном и включенном положении.

9.2.5 Проходы, входы и выходы в РУ

Габарит проезда должен быть не менее 4 м по ширине и высоте. Вдоль трансформаторов предусматривается проезд шириной не менее 3 м. Также предусматриваются проезды: к порталу для ревизии трансформаторов, КРУ, зданию масляного хозяйства. Ширина проезжей части составляет 4 м.

9.2.6 Устройство защитного заземления

Все металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, подлежат заземлению. Заземление выполняется во всех видах электроустановок переменного тока при напряжении 380 В и выше, постоянного тока - 440 В и выше, а в помещениях с повышенной опасностью, особо опасных и в наружных установках - при напряжениях 42 В и выше переменного тока, 110 В и выше - постоянного тока.

Заземляются корпуса электрических машин, трансформаторов, аппаратов, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, приборы электрических аппаратов, каркасы распределительных щитов, пультов, ячеек КРУов, металлические конструкции РУ, металлические корпуса кабельных муфт, металлические оболочки и броня кабелей, проводов и другие металлические конструкции, связанные с установкой электрооборудования.

9.2.7 Выбор электрических аппаратов и проводников с учетом нормальных режимов, возможных перегрузок и аварийных режимов

Проводники и аппараты удовлетворяют требованиям в отношении предельно-допустимого нагрева с учетом не только нормальных, но и послеаварийных режимов, а также режимов в период ремонта.

На период ликвидации после аварийного режима для кабелей с полиэтиленовой изоляцией, допускается перегрузка до 10 %, а для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией до 15 % номинальной на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки в течение 5 суток, если нагрузка в остальные периоды времени этих суток не превышает номинальной.

9.2.8 Устройство молниезащиты

Защита ОРУ-35 кВ осуществляется молниепроводами, устанавливаемыми на конструкциях ОРУ, а также отдельно стоящими молниепроводами, имеющими обособленные заземлители с сопротивлением не менее 80 Ом.

Защита оборудования ПС от набегающих по ВЛ волн перенапряжений осуществляется защитой подходов ВЛ от прямых ударов молний тросом, установкой на ВЛ ОПН . Для защиты обмотки 35 кВ трансформаторов ОПН устанавливаются непосредственно у трансформаторов, без коммутационных аппаратов.

9.3 Мероприятия пожарной безопасности

9.3.1 Степень огнестойкости зданий и сооружений подстанции

Здания преобразовательных подстанций и помещения преобразовательных установок следует относить к производствам категории Г по СниП ([5] стр. 446).

Производства категории Г считаются непожароопасными. К ним относятся производства, связанные с негорючими веществами и материалами в горячем, раскаленном или расплавленной состоянии, процесс обработки которых сопровождается выделением лучистого тепла, искр и пламени; горючие газы, жидкости и твердые вещества, которые сжигаются или утилизируются в качестве топлива; а также негорючими веществами и материалами в горячем, раскаленном или расплавленной состоянии, процесс обработки которых сопровождается выделением лучистого тепла, искр и пламени; горючими газами, жидкостями и твердыми веществами, которые сжигаются или утилизируются в качестве топлива.

9.3.2 Установка маслонаполненных аппаратов по ОРУ

Расстояния от выключателей и силовых трансформаторов, а также трансформатора СН, до зданий и вспомогательных сооружений (мастерских, складов и т.д.) предусматривается не менее 16 м.

Противопожарные расстояния от зданий трансформаторной мастерской и аппаратной маслохозяйства, а также от складов масла до ограды ОРУ предусматривается не менее 6 м.

9.3.3 Противопожарные мероприятия

По уровню оснащенности по противопожарным мероприятиям ПС относится к третьему классу. Противопожарный водопровод не предусматривается. Все помещения ПС оборудуются пожарной сигнализацией, за исключением: общеподстанционного пункта управления, помещения связи. Для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждениях маслонаполненных трансформаторов и выключателей предусматривается выполнение маслоприемников.

Объем маслоприемника предусматривает одновременный прием 100 % масла, содержащегося в корпусе трансформатора .

Комплекс противопожарной автоматики состоит из устройств обнаружения очага пожара (извещателей, расположенных в пожароопасных местах), обеспечивающих прием информации от извещателей и выдачу тревожного сигнала.

На ПС применяются извещатели комбинированного типа ДИЛ-1 и ДТЛ-контактные. Извещатели устанавливаются на потолке.

Электропитание пульта пожарной сигнализации типа ППС-1 осуществляется от сети переменного тока В с частотой 50 Гц.

Система электрической пожарной сигнализации оборудуется защитным заземлителем с сопротивлением 10 Ом.

На ПС предусматривается устройство пожарного водоема, наполняемого из водопроводной сети.

Заключение

В процессе выполнения курсового проекта была разработана понизительная подстанция 35/10 кВ. Исходными данными на курсовой проект являлись:

- задание на курсовой проект №17, вариант №9, подстанция №2;

- суточный график нагрузки потребителей электроэнергии №17;

- схема участка электрической системы, в которую входит проектируемая подстанция.

В разделе 1 был определён тип подстанции:

- проходная;

- потребительская;

- обслуживается ОВБ.

В разделе 2 были выбраны два силовых трансформатора по расчетной мощности и уровню напряжения на ВН и НН. Затем проверены по режиму перегрузки в послеаварийном режиме. Окончательно приняты трансформаторы типа ТМН-6300/35/11.

В разделе 3 рассчитаны токи короткого замыкания на сторонах ВН и НН.

Место КЗ	Точка к.з.	Начальное значение периодической составляющей токов , кА	Ударный ток ,кА
		Трехфазное к.з.	Трехфазное к.з.
Шины ВН, 35 кВ		3,768	9,592
Шины НН, 10 кВ		3,746	9,8

В разделе 4 выбрана электрическая схема распределительного устройства. На стороне ВН принята схема мостика с ремонтной перемычкой со стороны линии. На стороне НН - «Секционированная с выключателем система шин».

В разделе 5 выбраны типы релейных защит, автоматики и измерительных приборов как на стороне ВН так и на стороне НН.

В разделе 6 произведен выбор оборудования и токоведущих частей.

1) Выбраны следующие выключатели:

- на стороне ВН тип ВГБ-35-12,5/630-УХЛ1;

- вводной выключатель типа ВВ/TEL-10-16/630-У2;

- секционный выключатель типа ВВ/TEL-10-16/630-У2;

- на отходящих кабельных линиях ВВ/TEL-10-16/630-У2.

2) Выбраны разъединители типа РГ-35/1000 - УХЛ1.

3) Выбраны аппараты в цепи трансформаторов собственных нужд:

- трансформаторы собственных нужд типа ТСЗ-25/10

- предохранители типа ПКТ101-10-2-12,5У3;

- автоматы типа ВА51-35.

4) выбраны трансформаторы тока:

- на стороне ВН типа ТОЛ-35, ТВТ35 - I - 150/5 и ТВ35 - 150/5;

- на стороне НН типа ТПОЛ-10 200/5 в каждой фазе;

- на секционном выключателе типа ТЛК-10(150/5);

- на отходящих кабельных линиях ТЛК-10(150/5).

5) выбраны трансформаторы напряжения:

- на секции 10 кВ типа НАМИТ-10-УХЛ2,

- на секции 35 кВ типа НАМИ-35-УХЛ1.

6) приняты сборные шины ВН, выполненные гибкими подвесными проводами марки АС-50/8.

7) выбрана ошиновка силового трансформатора, выполненная из алюминиевых шин прямоугольного сечения h=25 мм; b=3 мм; q=75.

8) рассчитаны отходящие кабельные линии к потребителям АПвП-(3х50) - 10.

В разделе 7 был выбран выпрямленный оперативный ток, так как высшее напряжение данной подстанции 35 кВ и применена схема мостика.

В разделе 8 выбрана и обоснована конструкцию РУ.

В разделе 9 были указаны требования по охране труда:

- система рабочего и аварийного освещения;

- защита от шума и вибрации;

- мероприятия по техники безопасности;

- мероприятия по пожарной безопасности.

В разделе 10 рассчитаны следующие ТЭП:

Показатель подстанции	Единицы измерения	Величина
Установленная мощность , Sуст	кВА	12600
Годовые потери энергии в трансформаторах,	кВтч/год	170000
Средневзвешенный КПД подстанции,	%	99,55
Время использования установленной мощности,	ч	3902,02

Список литературы

1. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). -М.: Энергоатомиздат, 2002,-168 с.

2. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования/под ред. В.Н. Неклепаева. -М.: Энергоатомиздат, -1989.

3. Нормы технологического проектирования подстанции напряжением 35-750 кВ. -М,: Энергосетьпроект, 2009.

4. Электрооборудование электростанций и подстанций (примеры расчетов, задачи, справочные данные): практикум для студентов / Л.К. Карнеева, Л.Д. Рожкова. - Иваново: МЗЭТ ГОУ СПО ИЭК, 2006. - 224с.

5. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. - М,: Энергосетьпроект, 2007.

6. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. Учебник для техникумов. 2-е изд., перераб.-М: Энергия, 1980. -600 с. 2-е изд., перераб.-М: Энергия, 1980. -600 с.

7. Козулин В.С., Рассказчиков А.В. Понизительная подстанция. Методические указания по выполнению курсового проекта.-И.: Сервис ТВ-полиграфия, 1998.-65 с.

8. ГОСТ 14209-85.

Приложение 1

Силовой трансформатор типа ТМН - 6300/35 - У1

Рис. П.1. Силовой трансформатор типа ТМН - 6300/35 - У1

Характеристики	Значения
номинальная мощность, кВА	6300
номинальная напряжение обмоток ВН, кВ	35
номинальная напряжение обмоток НН, кВ	10,5
схема и группа соединения обмоток	Y/D-11
система охлаждения вида	«М»
переключение ответвлений под нагрузкой (РПН) на стороне ВН в диапазоне	± 4 х 2,5%;
габаритные размеры (ДхШхВ, мм)	4400х2550х3800
Масса, кг	18450

Приложение 2. Счетчик электроэнергии СЭТ - 4ТМ.03.

Рис. П.2. Счетчик электроэнергии СЭТ - 4ТМ.03.

Технические характеристики счетчика сведены в таблицу П.1.

Таблица П.1.Технические характеристики электросчетчика СЭТ-4ТМ.03:

Наименование величины	Значение
Номинальное напряжение, В	3x57,7/100, 3x(120-230)/(208-400)
Номинальная (максимальная) сила тока, А	от 1 до 5 (10)
Ток чувствительности, мА	1
Номинальное значение частоты сети, Гц	50
Класс точности при измерении в прямоми обратном направлении:
активной энергии	0,2S или 0,5S
реактивной энергии	0,5 или 1
частоты	±0,05 в диапазоне от 47,5 до 52,5 Гц
Активная (полная) мощность, потребляемая каждой параллельной цепью напряжения, не более, Вт (ВА)
Uном 57,7 В	0,8 (1,5)
Uном (120-230) В	1,3 (3,0)

Приложение 3

Элегазовый выключатель типа ВГБ - 35 - 12,5/630

Рис.П.3. Элегазовый выключатель типа ВГБ - 35 - 12,5/630

Технические характеристики (Производитель: Энергомаш (Екатеринбург) - Уралэлектротяжмаш):

Характеристика	Значение
Номинальное напряжение, кВ	35
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	40,5
Номинальный ток, А	630
Номинальный ток отключения, кА	12,5
Номинальный ток сборных шин, А	1000; 1600; 2000; 3150
Электродинамическая стойкость (кА):	35
Ток термической стойкости, кА (с):	12,5 (3)
Собственное время отключения, мс	40
Полное время отключения, мс	60
Собственное время включения, мс	100
Номинальный ток, А	630 или 1000

Приложение 4

Выключатели вакуумные серии ВВ/TEL

Рис. П.4. Выключатели вакуумные серии ВВ/TEL.

Основные технические характеристики сведены в таблицу П.3.

Таблица П.2. Основные технические характеристики выключателей серии ВВ/TEL

Параметр	BB/TEL-10-12,5/1000 У2	BB/TEL-10-20/1000 У2	BB/TEL-10-20/1600 У2	BB/TEL-10-25/1600 У2
Номинальное напряжение, кВ	10	10	10	10
Номинальный ток, А	630, 1000	630, 1000	1600	1600
Номинальный ток отключения, кА	12,5	20	20	25
Ток динамической стойкости, (наибольший пик),А	32	51	51	64
Испытательное кратковременное напряжение (одноминутное) промышленной частоты, кВ	42	42	42	42
Собственное время отключения, мс, не более	15	15	15	15
Полное время отключения, мс, не более	25	25	25	25
Собственное время включения, мс, не более	70	70	70	70

Приложение 5

Ячейка КРУ серии К-59.

Рис.П.5. Ячейка КРУ серии К-59

Технические данные ячейки КРУ серии К-59:

Характеристика	Значение
Номинальное напряжение К-59, кВ	6; 10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	7; 12
Ток главных цепей, А	630; 1000; 1600; 2000; 3150
Номинальный ток сборных шин, А	1000; 1600; 2000; 3150
Ток термической стойкости, при времени протекания 3с., кА	31,5; 40
Номинальный ток электродинамической стойкости, кА	51; 81
Номинальный ток вспомогательных цепей, В	пост. 110; 220; перем. - 110; 220

Приложение 6

Разъединитель типа РГ - 35/1000

Рис. П.6. Разъединитель типа РГ - 35/1000.

Основные технические характеристики сведены в таблицу П.6.

Таблица П.3. Основные технические характеристики разъединителя типа РГ - 35/1000.

Обозначение	РГ -35/1000УХЛ1РГ -35.II/1000УХЛ1
Номинальное напряжение, кВ	35
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	40,5
Номинальный ток, А	1000
Наибольший пик номинального кратковременного выдерживаемого тока (ток электродинамической стойкости), кА	40
Номинальный кратковременный выдерживаемый ток (ток термической стойкости), кА	16

Приложение 7

Трансформатор типа ТСЗ - 25/10

Рис. П.7. ТСН типа ТСЗ - 25/10^ 1 - кожух; 2 - съемные стенки кожуха; 3 - кольцо для подъема; 4 - табличка; 5 - вывод НН; 6 - зажим заземления; 7 - швеллер; 8 - вывод ВН; 9 - планка регулирования напряжения; 10 - реле термозащиты.