Выбор основного оборудования электрической подстанции

Электрическая энергия широко применяется во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствует универсальность и простота ее использования, возможность производства в больших количествах промышленным способом и передачи на большие расстояния. Энергетика занимает ведущее место среди отраслей народного хозяйства. Уровень развития энергетики и электрификации в наиболее обобщенном виде отражает достигнутый технико-экономический потенциал страны.

Несмотря на спад производства и прочие неблагоприятные факторы, энергетика по-прежнему развивается и в настоящее время необходимы правильно спроектированные подстанции для распределения и передачи электроэнергии. Задачей курсового проекта является закрепление теоретического материала и приобретение практических навыков по проектированию электрической части подстанции, расчету и выбору шин, трансформаторов, высоковольтных аппаратов, а также приобретение опыта в использовании справочной литературы, руководящих указаний и нормативных материалов. В учебном процессе курсовому проектированию придается большое значение, так как оно способствует приобретению навыков самостоятельной работы. Целью данного курсового проекта является выбор основного оборудования на проектируемой подстанции. При этом преследуются следующие основные цели проектирования:

1. Распределение электроэнергии в соответствии с заданным графиком потребления.

2. Надежная работа установок и энергосистем.

3. Сокращение капитальных затрат на сооружение установок.

4. Снижение ежегодных затрат и ущерба при эксплуатации установок энергосистемы.

1. Определение суммарных мощностей потребителей на каждом напряжении подстанции

Суммарная активная мощность определяется по выражению ([1], стр. 18):

МВт, (1.1)

где — параметры потребителей на данной стороне подстанции (см. исходные данные).

Полная и реактивная мощность определяются по выражениям ([1], стр. 18):

МВА, (1.2)

Мвар, (1.3)

где — коэффициент активной и реактивной мощности соответственно (см. исходные данные).

Определим нагрузку стороны СН.

МВт;

МВА;

Мвар.

Для стороны НН получим:

МВт;

МВт;

Мвар;

Мвар;

.

Суммарные мощности на стороне ВН:

.

Таким образом, в данном разделе определили суммарные мощности подстанции (S_ВН = 72.09 МВА, S_СН = 43.73 МВА, S_НН = 28.16 МВА), на основании которой будут выбраны силовые трансформаторы.

2. Выбор силовых трансформаторов

Число трансформаторов на подстанции выбирается в зависимости от мощности и ответственности потребителей, а также наличия резервных источников питания в сетях среднего и низкого напряжений. Так как от подстанции питаются потребители I-ой и II-ой категорий, то по условию надежности требуется установка нескольких трансформаторов.

Расчетная мощность трансформаторов определяется из выражения:

(2.1)

где — расчетная мощность трансформатора, МВА;

— суммарная мощность потребителей, МВА;

— коэффициент аварийной перегрузки;

n — количество трансформаторов.

Выбираем два варианта структурных схем подстанции на основании ([2], стр.7; [3], стр.128) приведенных на рис. 2.1, 2.2:

Рис. 2.1. Схема подстанции с двумя трехобмоточными трансформаторами.

Рис. 2.2. Схема подстанции с четырьмя трансформаторами.

В первом варианте предполагается применить трехобмоточные трансформаторы с напряжениями сторон СН и НН 35 кВ и 6 кВ соответственно. Второй вариант предполагает использование четырех двухобмоточных трансформаторов. Определим по выражению (2.1) расчетную мощность трансформаторов для первого варианта:

МВА.

Выбираем трансформатор ТДТН-63 000/110/35/6 ([4], табл. 3.6)

Проверяем коэффициент послеаварийной перегрузки Такой коэффициент аварийной перегрузки допустим.

Для второго варианта:

МВА;

МВА.

Выбираем для стороны СН трансформатор ТДТН-40 000/110/35/6.

Для стороны НН выбираем трансформатор ТРДН-25 000/110/6/6.

Проверяем коэффициент послеаварийной перегрузки

;

.

Такой коэффициент послеаварийной перегрузки допустим.

Каталожные данные трансформаторов ([5], табл. П. 5.16 — П. 5.17) приведены в табл.2.1.

Таблица 2.1.Каталожные данные трансформаторов

В данном разделе были выбраны трансформаторы для двух вариантов схем.

3. Выбор принципиальной схемы первичных соединений подстанции

Как правило, распределительные устройства (РУ) напряжением 35 кВ и выше выполняются открытыми (ОРУ). ОРУ должны обеспечить надежность работы, безотказность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения. Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных).

По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации, монтажа и ремонта оборудования. Для РУ напряжением 6 кВ выбираем комплектные распределительные устройства (КРУ). Эти КРУ состоят из закрытых шкафов, с встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами. Для РУ напряжением 35 кВ и выше в зависимости от числа цепей и ответвлений применяются следующие схемы электрических соединений: блок трансформатор-линия (с выключателем или без него, с разъединителем или короткозамыкателем), мостик, одна секционированная система сборных шин.

При разработке главной схемы соединений подстанции рассматриваются два варианта (см. рис. 2.1 и рис. 2.2), отличающиеся составом и схемами подключения основного оборудования, схемами РУ и т. д. На основании технико-экономического сопоставления вариантов определяем оптимальное решение, причем основное внимание уделяется методике их выполнения, а графики нагрузок и другие величины и коэффициенты принимаются по усредненным показателям.

Для первого варианта на стороне ВН принимаем схему одна секционированная система шин с обходной с совмещенным секционным и обходным выключателями ([6], табл. 6.8; [7], стр. 358−359). На стороне СН и НН применяем одиночную секционированную систему шин (см. рис. 3.1).

Для второго варианта на стороне ВН принимаем схему одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателями ([6], табл. 6.8), на стороне СН и НН применяем схему с одной секционированной системой шин (см. рис. 3.2).

Рис. 3.1. Главная схема электрических соединений подстанции по первому варианту Рис. 3.2. Главная схема электрических соединений подстанции по второму варианту

4. Технико-экономическое сравнение вариантов

Для окончательного выбора варианта необходимо сравнить эти две схемы (см. рис. 4.1, 4.2). В настоящее время ведут расчет по минимуму приведенных затрат З, руб./год, которые определяются из выражения:

(4.1)

где — нормативный коэффициент эффективности, I/год, принимаемый в расчетах 0.12;

К — капиталовложения, руб.;

И — годовые издержки, руб./год;

М — математическое ожидание ущерба, руб./год.

Капиталовложения определяются по упрощенным показателям стоимости оборудования и аппаратов ([5], табл. П. 5.59−5.79). При этом не учитываем стоимость одинакового оборудования. Результаты расчетов капиталовложений приводятся в табл. 4.1.

Таблица 4.1.Капиталовложения в подстанции

Годовые эксплуатационные издержки складываются из трех составляющих:

(4.2)

где — амортизационные отчисления, тыс. руб.,

; (4.3)

где, а — норма амортизационных отчислений, для силового оборудования равна 6.4%;

— издержки на обслуживание электроустановки,

(4.4)

где b — норма отчислений на обслуживание, равна 2.5%;

— издержки, обусловленные потерями энергии в проектируемой установке,

(4.5)

где — удельные затраты на возмещение потерь, принимаются равными 0.8 коп/кВтч;

— потери электроэнергии, кВтч/год,

(4.6)

где n — количество трансформаторов;

Р_хх — потери холостого хода, кВт;

S_СТ — мощность нагрузки, МВА;

U_НТ — номинальное напряжение стороны ВН трансформатора, кВ;

R_ОБМ — сопротивление обмотки трансформатора, Ом;

_СТ — время максимальных потерь, ч,

ч (4.7)

где Тм — продолжительность использования максимальной нагрузки (см. исходные данные), ч.;

Определим годовые эксплуатационные издержки для первого варианта:

тыс. руб.

тыс. руб.

Определим средневзвешенное время максимальной нагрузки

ч.

Отсюда

ч.

Для стороны ВН

ч.

ч.

Для стороны СН

ч.

Находим потери электроэнергии в трансформаторах кВтч.

Издержки на потери электроэнергии

тыс. руб.

Годовые эксплуатационные издержки

тыс. руб.

По выражению (4.2) определяем приведенные затраты для первого варианта

тыс. руб.

Для второго варианта расчет выполняется аналогично.

тыс. руб.

тыс. руб.

кВтч.

кВтч.

тыс. руб.

тыс. руб.

Определяем приведенные затраты для второго варианта

тыс. руб.

Исходя из минимума приведенных затрат, первый вариант является более экономичным (185.11 тыс. руб.<215.53 тыс. руб.), поэтому дальнейший расчет будем вести для него (см. рис. 3.1).

5. Расчет токов короткого замыкания Расчет токов к.з. производится для выбора и проверки электрооборудования, а также для расчета параметров электрических аппаратов релейной защиты.

Точки к.з. выбираем в трех местах системы, чтобы проверяемые в последующих расчетах аппараты были поставлены в наиболее тяжелые условия.

Наиболее практичными точками являются сборные шины всех напряжений.

Составляем расчетную схему проектируемой подстанции. В схему замещения ее элементы (система, трансформатор, линия) вводятся своими индуктивными сопротивлениями. При составлении схемы замещения, учитываем, что подстанция является транзитной, а так же то, что силовые трансформаторы на понижающих подстанциях работают на шины низкого (среднего) напряжения раздельно. Принимаем, что каждая система обладает двумя независимыми источниками (вытекает из количества линий). Это принято для снижения уровней токов к.з. в электрической сети. Схема замещения представлена на рис. 5.1.

Рис. 5.1. Схема замещения электрической сети.

Выбор базисных условий и определение параметров элементов схемы замещения

За базисную мощность принимаем мощность равную S_б = 1000 МВА. За базисное напряжение принимаем напряжения равные средним напряжениям сети, которые равны: U_б1 = 115 кВ; U_б2 = 37 кВ; U_б3 = 6.3 кВ. Принятые базисные напряжения вытекают из точек к.з., которые намечаются в расчетной схеме, т. е. К1 — на шинах высокого напряжения подстанции, К2 — на шинах среднего напряжения, К3 — на шинах низкого напряжения. Базисные токи определяются по формуле:

кА (5.1)

где S_б — базисная мощность, МВА;

U_б — базисное напряжение, кВ.

кА;

кА;

кА.

Определяем сопротивления элементов схемы замещения. Сопротивление системы определяется по выражению ([8], табл. 3.5):

(5.2)

где Х_С — относительное сопротивление системы;

S_С — номинальная мощность системы, МВА.

о.е.;

о.е.

Сопротивление линий определяется по выражению ([8], табл.3.5), учитывая, что у системы два источника, а также то, что подстанция транзитная, сопротивление линий не делим на 2:

(5.3)

где x₀ — удельное сопротивление 1 км линии, равное 0.4 Ом/км ([8], табл. 3.3);

l — протяженность линии, км.

о.е.;

о.е.;

Сопротивление трансформаторов рассчитываем по следующим выражениям:

(5.4)

где X_Т — сопротивление трансформаторов (см. табл. 2.1), Ом.

о. е;

о. е;

о.е.

Расчет токов к.з. на стороне 110 кВ

Сложив последовательно соединенные сопротивления Х₁ и Х₃, Х₂ и Х₄ переходим к схеме на рис. 5.2.

о.е.;

о.е.

Рис. 5.2. Преобразованная схема замещения электрической сети для определения токов к.з.

Сверхпереходной ток от систем находим по формуле:

(5.5)

где I — сверхпереходной установившийся ток, кА;

U_С — напряжение системы, о.е.;

Х_РЕЗ — результирующее сопротивление ветви, о.е.

кА;

кА;

кА.

Ударный ток в точке К1 определяется по выражению:

кА, где k_УД = 1.72 — ударный коэффициент ([9], табл.6.1).

Расчет токов к.з. на стороне 35 кВ

Находим эквивалентное значение параллельно соединенных сопротивлений Х₈ и Х₉:

о.е.

Определяем коэффициенты распределения по ветвям

;

;

.

Определяем результирующее сопротивление .

о.е.

Переходим к схеме, представленной на рис. 5.3

Рис. 5.3. Преобразованная схема замещения для расчета токов к.з.

о.е.;

о.е.

кА;

кА;

кА.

Ударный ток в точке К2 определяется:

кА.

Расчет токов к.з. на стороне 6 кВ

Расчетная схема в этом случае аналогична, как и для точки К2 (рис. 5.4).

о.е.;

о.е.;

о.е.

кА;

кА;

кА.

Определяем ударный ток в точке К3:

кА.

Результаты расчета токов к.з. сведены в табл. 5.1.

Таблица 5.1.Токи короткого замыкания

6. Выбор трансформаторов и схемы собственных нужд подстанции

Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они питаются от сети 380 /220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов. На двухтрансформаторных подстанциях 35−750 кВ устанавливаются два ТСН, мощность которых выбирается в соответствии с нагрузкой, с учетом допустимой перегрузки при выполнении ремонтных работ и отказа одного из трансформаторов.

Состав потребителей собственных нужд сводим в табл.6.1, состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа оборудования.

Рис. 6.1. Схема питания собственных нужд подстанции.

Для питания оперативных цепей подстанций может применяться переменный и постоянный ток. Постоянный оперативный ток применяется на всех подстанциях 330−750 кВ, на подстанциях 110−220кВ с числом масляных выключателей 110, 220 кВ три и более. В нашем случае будет применен постоянный оперативный ток, на подстанциях с постоянным оперативным током трансформаторы Т1 и Т2 присоединяются к шинам 6−35 кВ.

На рис. 6.1. приведена схема питания собственных нужд подстанции.

Таблица 6.1.Таблица собственных нужд подстанции

Расчетная мощность потребителей собственных нужд подстанции определяется по выражению:

(6.1)

где К_С — коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки, принимается равным 0.8;

кВА;

кВА.

Определяем мощность трансформатора собственных нужд (2.1)

кВА.

Выбираем два трансформатора типа ТМ-400/6.

7. Выбор средств ограничения токов к.з. и коммутационной аппаратуры для распределительного устройства подстанции

Выбор реакторов на стороне 6 кВ

При выборе реактора выполняется упрощенный расчет тока к.з., когда вся система, включая проектируемую станцию, приводится к одному результирующему сопротивлению между объединенными источниками питания и точкой к.з. X, которое определяется по выражению:

Ом, где I_П0 — найденный ток к.з. (см. п.7).

Требуемое сопротивление цепи к.з. для обеспечения I_{НОМОТКЛ}=20 кА:

Ом.

Разность полученных сопротивлений дает желаемое сопротивление реактора:

Ом.

Затем в соответствии с требуемыми значениями U_НОМ и I_НОМ выбирается реактор с сопротивлением X_Р ближайшим большим значения X^ТР_Р.

Произведем выбор реактора.

Ом,

Ом.

Ом.

Определяем максимальный ток:

кА.

Выбираем реактор РБДГ-10−4000−0.105.

Определяем ток к.з. за реактором.

кА,

кА.

Выбор коммутационной аппаратуры

Выбор выключателей производим по следующим параметрам:

по напряжению электроустановки

U_УСТ < U_НОМ; (7.1)

по длительному расчетному току с учетом возможных длительных перегрузок основного оборудования

I_MAX < I_НОМ, (7.2)

где I_MAX = k*I_{РАБ, НОРМ};

U_НОМ, I_НОМ — паспортные (каталожные) параметры выключателя ([4], табл. 5.1−5.2);

k — коэффициент, зависящий от допускаемых длительных повышений тока.

Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по следующим условиям:

. (7.3)

где I_ПО и i_УД — расчетные значения периодической составляющей тока к.з.(при Т=0, Ino — см. п.5.) и ударного тока в цепи (при Т=0.01 с), для которой выбирается выключатель;

I_ДИН, I_MДИН — действующее и амплитудное значение предельного сквозного тока к.з. (каталожные параметры выключателя).

Выбрав выключатель по рассмотренным параметрам, зная по каталогу собственное время отключения выключателя, находят время от начала к.з. до расхождения контактов выключателя:

с (7.4)

где t_ЗMIN — минимальное время действия релейной защиты, принимаем равным 0.01 с, и для этого времени определяют периодическую In и апериодическую i_А составляющие тока к.з.;

tсв — собственное время отключения выключателя ([4], табл. 5.1−5.2).

Апериодическую составляющую тока к.з. находят по выражению:

(7.5)

где Т_а — постоянная времени затухания. Величину Т_а и значение ударного коэффициента определяем по ([9], табл.6.1).

Отключающая способность выключателя проверяется по следующим условиям. В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения по условию: Ino < Iоткл., где Iоткл. — номинальный ток отключения по каталогу.

Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока к.з. iаt. Процентное содержание i_аt определяем по выражению

(7.6)

и проверяем условие < _НОМ. Величину _НОМ (нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %) определяем по ([4], рис. 8.1) или по каталогам.

Если, а, тогда допускается выбирать выключатель по полному току:

. (7.7)

На термическую стойкость выключатель проверяют по расчетному импульсу квадратичного тока к.з. В_К и найденным в каталоге предельному, гарантированному заводом-изготовителем току термической стойкости аппарата I_Т и времени его протекания t_Т:

. (7.8)

Значение термического импульса определяем по выражению

(7.9)

где ,

где время действия релейной защиты (принимаем 1.5с), полное время отключения выключателя (приводится в технических характеристиках выключателя), с.

Необходимо отметить, что расчетным видом к. з для проверки на электродинамическую и термическую стойкость является трехфазное к.з. Разъединители, отделители и выключатели нагрузки выбираются по номинальному напряжению U_НОМ, номинальному длительному току I_НОМ, а в режиме к.з. проверяются на термическую и электродинамическую стойкость.

Выбор выключателей и разъединителей на стороне 110 кВ

Определяем максимальный рабочий ток:

кА.

Расчетный импульс квадратичного тока к.з.:

кА²с;

с.

Результаты расчета по выбору выключателя приведены в табл.7.1, по выбору разъединителей в табл.7.2.

Таблица 7.1.Выбор выключателей на стороне 110 кВ

Выбираем масляный баковый выключатель типа У-110Б-2000;40У1 (серия «Урал», 110 кВ, 2000 А, ток отключения 40 кА, для умеренного климата открытой установки). Привод выключателя ШПЭ — 44 У1 ([4], табл. 5.2)

Таблица 7.2 Выбор разъединителей на стороне 110 кВ

Выбираем разъединитель типа РНД3.2−110/1000 У1 (тип привода ПДН-1У1).

Выбор выключателей и разъединителей на стороне 35 кВ

Выключатели и разъединители на стороне 35 кВ и 6 кВ выбираем в три этапа:

1. Выбор вводных выключателей и разъединителей в их цепях.

2. Выбор выключателей и разъединителей в цепях отходящих линий.

3. Выбор секционных выключателей и разъединителей в их цепях.

Объясняется это тем, что аппараты в п. 1 будут рассчитываться на I_{раб.мах} полной нагрузки S_ВН, аппараты отходящих линий (п.2) рассчитываем по максимальному рабочему току линии, а секционные выключатели и разъединители в их цепях — по максимальному току секции.

Выбор вводных выключателей и разъединителей в их цепях.

Определяем максимальный рабочий ток:

кА.

Расчетный импульс квадратичного тока к.з.:

кА²с;

с.

Результаты расчетов по выбору выключателей приведены в табл.7.3, по выбору разъединителей в табл.7.4.

Таблица 7.3.Выбор вводных выключателей на стороне 35кВ

Выбираем баковый выключатель типа МКП-35−1000−25БУ1 ([4], табл. 5.2).

Таблица 7.4 Выбор разъединителей в цепи вводных выключателей на стороне 35 кВ

Выбираем разъединитель типа РНДЗ.1−35/1000 У1 (тип привода ПРН-110У1) ([4], табл. 5.5).

Выбор секционного и линейных выключателей, а так же разъединителей в их цепях.

Определяем максимальный рабочий ток:

кА.

Выбираем баковый выключатель типа МКП-35−1000−25БУ1 ([4], табл. 5.2), его проверка аналогична рассмотренной выше.

Результаты расчетов по выбору разъединителей представлены в табл.7.5.

Таблица 7.5.Выбор разъединителей в цепи секционного выключателя на стороне 35 кВ

Выбираем разъединитель типа РНДЗ.1−35/630 У1 (тип привода ПРН-110У1) ([4], табл. 5.5).

В качестве линейных выключателей применяем выключатель МКП-35−1000−25БУ1, выше он был проверен по более жестким условия, поэтому вторую проверку производить нет смысла. По тем же самым причинам выбранный разъединитель РНДЗ.1−35/630 У1, так же не подвергаем проверке.

Выбор вводных выключателей и разъединителей в их цепях.

Расчетный импульс квадратичного тока к.з.:

кА²с;

с.

Результаты расчетов по выбору выключателей приведены в табл.7.6, по выбору разъединителей в табл.7.7.

Таблица 7.6.Выбор вводных выключателей на стороне 6 кВ

Выбираем маломасляный выключатель типа ВМПЭ-10−3150−31.5У3. Привод выключателя ПЭВ — 11А ([4], табл. 5.1)

Таблица 7.7. Выбор разъединителей в цепи вводных выключателей на стороне 6 кВ

Выбираем разъединитель типа РВРЗ-2−10/4000 У3 (тип привода ПР-3У3) ([4], табл. 5.5).

Выбор секционных выключателей и разъединителей в их цепях.

Определяем максимальный рабочий ток:

кА.

Расчетный импульс квадратичного тока к.з.:

кА²с;

с.

Выбираем маломасляный выключатель типа ВМПЭ-10−1600−20У3. Привод выключателя ПЭ-11 ([4], табл. 5.5).

Результаты расчетов по выбору выключателей приведены в табл.7.8, по выбору разъединителей в табл.7.9.

Таблица 7.8.Выбор секционного выключателя на стороне 6 кВ

Таблица 7.9.Выбор разъединителей в цепи секционных выключателей на стороне 6 кВ

Выбираем разъединитель типа РВРЗ-2-III-10/2000 IУ3 (тип привода ПР-3) ([4], табл. 5.5).

Выбор линейных выключателей и разъединителей в их цепях.

Потребитель 5МВА.

Определяем максимальный рабочий ток:

кА.

Выбираем маломасляный выключатель типа ВМПЭ-10−630−20У3. Привод выключателя ПЭ-11 ([4], табл. 5.1). Проверку не производим, т.к. у этого выключателя те же параметры что и у ВМПЭ-10−1600−20У3.

Результаты выбора разъединителей представлены в табл.7.10.

Таблица 7.10.Выбор разъединителей в цепи линейных выключателей на стороне 6 кВ

Выбираем разъединитель типа РВЗ-6/630 (тип привода ПР-11) ([4], табл. 5.5).

Потребитель 3МВА.

Определяем максимальный рабочий ток:

кА.

Выбираем маломасляный выключатель типа ВМПЭ-10−630−20У3. Привод выключателя ПЭ-11 ([4], табл. 5.1).

Результаты выбора разъединителей представлены в табл.7.11.

Таблица 7.11.Выбор разъединителей в цепи линейных выключателей на стороне 6 кВ

Выбираем разъединитель типа РВЗ-6/400 III (тип привода ПР-11) ([4], табл. 5.5).

В данном разделе были выбраны коммутационные аппараты на всех РУ подстанции.

8. Выбор измерительных приборов для силовых цепей подстанции и измерительных трансформаторов

В соответствии с ПУЭ показывающие или регистрирующие электронно-измерительные приборы должны иметь класс точности не ниже 2.5 (счетчик не ниже 2, а для линий связей 10−110, 220 кВ и выше — 0.5). Класс точности счетчиков реактивной энергии выбирают на одну ступень ниже класса точности соответствующих счетчиков активной энергии. Для фиксирующих приборов допускается класс точности — 3, амперметры подстанций, РУ могут иметь класс точности — 4. В таблице 8.1 показаны приборы, устанавливаемые на подстанции.

Таблица 8.1Контрольно-измерительные приборы на подстанции

Выбор трансформаторов тока (ТТ) производится по следующим условиям:

по напряжению установки

U_УСТ < U_НОМ; (8.1)

по току (номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, т.к. недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей);

I_РАБ,MAXНОМ. (8.2)

— по конструкции и классу точности;

— по электродинамической стойкости:

; (8.3)

где k_ЭД — кратность динамической устойчивости по каталогу;

I_НОМ — номинальный первичный ток ТТ, А;

Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин РУ, поэтому такие трансформаторы, поэтому условию не проверяются.

— по термической стойкости:

(8.4)

где k_T — кратность термической стойкости (справочные данные, [4]);

t_Т — и допустимое время протекания тока термической стойкости, с;

Вк — расчетный импульс квадратичного тока к.з. (тепловой импульс).

— по вторичной нагрузке:

Z₂ < Z_2НОМ, (8.5)

где Z_2НОМ — номинальная допустимая нагрузка ТТ в выбранном классе точности, Ом;

Z₂ — вторичная нагрузка ТТ, Ом.

Индуктивное сопротивление токовых вторичных цепей невелико, поэтому

(8.6)

где r_ПРИБ — сопротивление приборов, Ом,

; (8.7)

где I_2НОМ — номинальный вторичный ток ТТ, А;

S_ПРИБ — мощность потребляемая приборами, ВА;

r_ПР — сопротивление измерительных проводов (зависит от длины и сечения соединительных проводов), Ом;

r_К — переходное сопротивление контактов (r_К=0.05 Ом при 3 приборах и r_К=0.1 Ом при большем числе приборов).

Из выражения (8.6) определим сопротивление приборов

. (8.8)

Зная r_ПР можно определить сечение соединительных проводов:

(8.9)

где — удельное сопротивление материала провода (=0.0175 для медных жил, =0.0283 для алюминиевых);

l_РАСЧ — расчетная длина, зависящая от схемы соединения ТА ([8], стр. 379), м Проверка измерительных трансформаторов тока и напряжения по вторичной нагрузке производится только в РУ низкого напряжения 6−10 кВ.([1], стр.22).

Выбор трансформаторов тока в РУ — 110 кВ

Выбираем ТТ типа ТФНД — 110 М ([4], табл.5.9) (применить встроенные в выключатель У-110Б-2000;40У1 ТТ нельзя, т.к. ТТ с номинальным током 400 имеет класс точности 3).

Результаты выбора приведены в таблице 8.2.

Таблица 8.2.Выбор трансформаторов тока в цепях РУ 110 кВ

Трансформаторы тока выбираем класса точности 0.5. Кроме того, для подключения измерительных приборов могут быть использованы ТТ, встроенные в силовые трансформаторы типа ТВТ 110-I-600/5. Количество встроенных во вводе трансформатора — 2.

Выбор трансформаторов тока на стороне 35 кВ

В цепях трансформаторов (вводы от Т1 и Т2).

Выбираем ТТ класса точности 0.5 типа ТФНД — 35 М ([4], табл.5.9). Результаты выбора приведены в таблице 8.3.

Таблица 8.3 Выбор трансформаторов тока в цепях трансформаторов 35 кВ

В цепях секционного выключателя.

Выбираем ТТ класса точности 0.5 типа ТФНД — 35 М ([4], табл.5.9). Результаты выбора приведены в таблице 8.4.

Таблица 8.4 Выбор трансформаторов тока в цепях секционного выключателя 35 кВ

В цепях линейных выключателей.

Определяем рабочий ток:

кА.

Выбираем ТТ класса точности 0.5 типа ТФНД — 35 М ([4]. табл.5.9). Результаты выбора приведены в таблице 8.5.

Таблица 8.5. Выбор трансформаторов тока в цепях линейных выключателей 35 кВ

Выбор трансформаторов тока на стороне 6 кВ

В цепях трансформаторов (вводы от Т1 и Т2).

Выбираем ТТ класса точности 0.5 типа ТЛ — 10 У3 ([4], табл.5.9). Результаты выбора приведены в таблице 8.6.

Таблица 8.6.Выбор трансформаторов тока в цепях трансформаторов 6 кВ

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

Таблица 8.7. Вторичная нагрузка ТТ в цепях трансформаторов 6 кВ

Общее сопротивление приборов

Ом.

Вторичная номинальная нагрузка ТТ в классе точности 0.5 составляет 0.8 Ом. Сопротивление контактов принимаем 0.1 Ом, тогда сопротивление проводов

Ом.

Принимая длину соединительных проводов с алюминиевыми жилами 40 м ([8], стр. 379), определяем сечение.

мм².

Полученная площадь сечения не должна быть меньше 4 мм² для проводов с алюминиевыми жилами и 2,5 мм² для проводов с медными жилами — по условиям механической прочности. Провода с площадью сечения больше 6 мм² обычно не применяются.

Принимаем контрольный кабель АКВРГ с жилами сечением 4 мм².

В цепях секционного выключателя.

Выбираем шинные ТТ класса точности 0.5 типа ТЛ — 10 У3 ([4], табл.5.9). Результаты выбора приведены в таблице 8.8.

Таблица 8.8.Выбор трансформаторов тока в цепях секционного выключателя 6 кВ

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

Таблица 8.9.Вторичная нагрузка ТТ в цепях секционного выключателя 6 кВ

Общее сопротивление приборов

Ом.

Вторичная номинальная нагрузка ТТ в классе точности 0.5 составляет 0.4 Ом. Сопротивление контактов принимаем 0.1 Ом, тогда сопротивление проводов

Ом.

Принимая длину соединительных проводов с алюминиевыми жилами 40 м ([8], стр. 379), определяем сечение.

мм².

Принимаем контрольный кабель АКВРГ с жилами сечением 4 мм².

В цепях линейных выключателей.

Потребитель 5МВт.

Выбираем ТТ класса точности 0.5 типа ТЛ — 10 У3 ([4], табл.5.9). Результаты выбора приведены в таблице 8.10.

Таблица 8.10 Выбор трансформаторов тока в цепях линейных выключателей 6 кВ

Проверяем трансформатор тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов.

Определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного ТТ (табл. 8.11).

Таблица 8.11.Вторичная нагрузка ТТ в цепях отходящих линий 6 кВ

Общее сопротивление приборов

Ом.

Вторичная номинальная нагрузка ТТ в классе точности 0.5 составляет 0.4 Ом. Сопротивление контактов принимаем 0.1 Ом, тогда сопротивление проводов

Ом.

Принимая длину соединительных проводов с алюминиевыми жилами 5 м ([8], стр. 379), определяем сечение

мм².

Принимаем контрольный кабель АКВРГ с жилами сечением 4 мм².

Потребитель 3МВт.

Выбираем ТТ класса точности 0.5 типа ТЛ — 10 У3 ([4], табл.5.9). Результаты выбора приведены в таблице 8.12.

Таблица 8.12 Выбор трансформаторов тока в цепях линейных выключателей 6 кВ

Так как вторичная нагрузка ТТ такая же (см. табл.11), то проверку не проводим и сразу принимаем контрольный кабель АКВРГ с жилами сечением 4 мм².

Выбор трансформаторов напряжения на стороне 110 кВ

Трансформаторы напряжения (TН) выбираются по следующим условиям:

— по номинальному напряжению

U_УСТ < U_1НОМ, (8.10)

где U_1НОМ — номинальное первичное напряжение ТН, кВ;

— по вторичной нагрузке

S_2У < S_2НОМ, (8.11)

где S_2СУМ — мощность всей внешней вторичной цепи (вторичная нагрузка), присоединенная к трансформатору напряжения, ВА;

S_2НОМ — номинальная мощность в выбранном классе точности, при этом следует иметь в виду, что для однофазных трансформаторов, соединенных по схеме «звезда», следует взять суммарную мощность всех трех фаз, а для соединенных по схеме открытого «треугольника» — удвоенную мощность одного трансформатора, ВА.

— по классу точности;

— по конструкции и схеме соединения обмоток.

Для упрощения нагрузку не разделяют по фазам:

ВА (8.12)

При определении вторичной нагрузки сопротивление проводов не учитывают, так как оно мало. Обычно сечение проводов принимают по условию механической прочности, равной 1.5 мм для медных проводов ([2], cтр. 32, [8], стр. 375).

Проверка измерительных трансформаторов тока и напряжения по вторичной нагрузке производится только в РУ низкого напряжения 6 кВ ([1], стр. 22). В связи с вышеуказанным, для ОРУ 110 кВ выбираем три комплекта трансформаторов напряжения НКФ-110−58У1 (U_ном=110 000/, 100/, 100, S_ном = 400 ВА, схема соединения 1/1/1−0-0) соединенных по схеме Yo/Yo/ - 0.

Выбор трансформаторов напряжения для РУ 35 кВ

Для ЗРУ 35 кВ выбираем два комплекта по три трансформатора напряжения (три на секцию) ЗНОМ-35−65У1 (U_ном=35 000/, 100/, 100/3, S_ном = 150 ВА, схема соединения 1/1/1−0-0) соединенных по схеме Yo/Yo/ - 0.

Выбор трансформаторов напряжения для ЗРУ 6 кВ

Определяем вторичную нагрузку трансформатора напряжения (см. табл.8.13).

Таблица 8.13.Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения одной секции (расчет велся на одну секцию):

ВА Выбираем два трансформатора напряжения (по одному на секцию шин) типа НТМИ — 6 — 66У3 с номинальными напряжениями обмоток: первичной — 6000 В, основной вторичной — 100 В, дополнительной вторичной 100/3 В, S_ном = 150 ВА в классе точности 1 и группой соединения Yo/Yo/ - 0.

В этом разделе были выбраны измерительные трансформаторы тока и напряжения.

9. Выбор сборных шин, токопроводов и кабелей (ЛЭП)

Основное оборудование подстанций и аппараты в этих цепях соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки. При выборе токоведущих частей необходимо обеспечить ряд требований, вытекающих из условий работы. Проводники должны:

1. Длительно проводить рабочие токи без чрезмерного повышения температуры.

2. Противостоять кратковременному электродинамическому и тепловому действию токов к.з.

3. Выдерживать механические нагрузки, создаваемые собственной массой и массой связанной с ними аппаратов, а также усилия, возникающие в результате атмосферных воздействий.

4. Удовлетворять требованиям экономичности электроустановки.

В закрытых РУ 6−10 кВ ошиновки и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Сборные шины выбираются по допустимому рабочему току (согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах РУ по экономической плотности тока не выбираются) и термическую стойкость при воздействии токов к.з. и на динамическую стойкость при к.з. (механический расчет).

Выбор сечения токопроводов производится по экономической плотности тока:

(9.1)

где ток нормального режима (без перегрузок), А;

нормированная экономическая плотность тока ([9], табл. 7.2), .

Сечение, найденное по выражению (9.1) округляется. При этом принимается ближайшее меньшее стандартное сечение, если оно не отличается от экономического значения больше чем на 15. В противном случае принимается ближайшее большее стандартное сечение.

Как говорилось выше, сборные шины всех напряжений по экономической плотности тока не выбираются, так как нагрузка по длине шин неравномерна и на многих ее участках меньше рабочего тока.

Проверка по допустимому току.

(9.2)

где допустимый ток на шины выбранного сечения с учетом поправки при расположении шин плашмя или при температуре охлаждающей среды, отличной от принятой в таблицах, А.

Проверка на термическую стойкость при к.з. производится по условию:

(9.3)

где С — коэффициент ([9], стр.136);

Проверка шин на электродинамическую стойкость.

Жесткие шины, укрепленные на изоляторах, представляют собой динамическую колебательную систему, находящуюся под воздействием электродинамических сил. В такой системе возникают колебания, частота которых зависит от массы и жесткости конструкции.

Для алюминиевых шин

(9.4)

где l — длина пролета между изоляторами, м.;

J — момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см⁴;

(9.5)

q — поперечное сечение шины, см².

Изменяя длину пролета и форму сечения шин, добиваются того, чтобы механический резонанс был исключен, т. е. .

Расстояние, а принимается в соответствии с типовыми конструкциями универсальных РУ в пределах 40−80 см. Пролет l выбирается в пределах 1,5−2 м в зависимости от конструктивного выполнения РУ.

Механический расчет однополосных шин.

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента (для однополосной шины), МПа,

(9.6)

где W — момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия ([8], табл. 4−2), см³.

Шины механически прочны, если

(9.7)

Гибкие шины и токопроводы обычно крепят на гирляндах подвесных изоляторов с достаточно большими расстояниями между фазами: 35кВ-1,5 м, 110кВ-3м, 220кВ-4м, 330кВ-4,5 м, 500кВ-6м, 750кВ-10м. При таких расстояниях силы взаимодействия между фазами невелики, а поэтому расчета на электродинамическое действие для гибких шин обычно не производят. Однако при больших токах КЗ может произойти схлестывание проводов. На электродинамическое действие тока КЗ должны проверяться гибкие шины РУ при мощности КЗ, равной или большей значений, указанных в [8], стр. 244.

Проверка на корону.

По короне проверяются шины РУ 110 кВ и выше ([9], стр. 147).

мм². (9.8)

Выбор гибких токопроводов ОРУ 110 кВ

Выбираем сечение по экономической плотности тока ф.(9.1):

мм².

Выбираем сталеалюминевый провод АС-185/29.

Выбранные шины проверяем по условиям нагрева при максимальных нагрузках ремонтного или послеаварийного режима:

.

Проверка на термическую стойкость при к.з.:

мм².

Проверка по короне:

мм².

Т.к. S_КЗ<6000 МВА, то на схлестывание провода не проверяем.

Окончательно принимаем провод марки АС-185/29.

Выбор сборных шин ОРУ 110 кВ

Выбираем по допустимому току два провода марки АС-120/19.

.

Выбранное сечение проверяем на термическое действие токов к.з.:

мм².

Проверка по короне:

мм².

Окончательно принимаем АС-120/19.

Выбор гибких токопроводов от трансформаторов до РУ 35 кВ

Электрические соединения трансформаторов с РУ-35 кВ выполняют гибкими токопроводами. Такой токопровод состоит из пучка алюминиевых проводов, равномерно распределенных по окружности, для чего их закрепляют в кольцах, обоймах. Кольца с токоведущими проводами крепятся к сталеалюминиевым проводам, воспринимающим механическую нагрузку. Число проводов определяется с учетом экономической плотности тока. Несущие провода подвешены на натяжных гирляндах и стене главного корпуса и к опорам. Расстояние между кольцами — обоймами принимается 1 м. Расстояние между фазами гибкого токопровода 1.5м.

Выбираем сечение по экономической плотности тока ф.(9.1):

мм².

Сечение несущего провода принимаем равным Sнес = 0.15· q_Э=54.1 мм².

Принимаем несущий провод АС-70/11, тогда сечение алюминиевых проводов:

мм².

число проводов, А — 95: n = 290.5/95=3.05~ 3

Принимаем токопровод АС — 70/11 + 3xА95 расстояние между фазами D=3.5м.

Проверяем по допустимому току:

.

Выбранное сечение проверяем на термическое действие токов к.з.:

мм².

На электродинамическое действие токов к.з. проверяются провода ВЛ при i_У > 50 кА, в нашем случае iу = 11.672 кА. При больших токах к.з. провода в фазах в результате динамического взаимодействия могут настолько сблизиться, что произойдет схлестывание или пробой между фазами.

Окончательно принимаем АС — 70/11 + 3xА95.

Выбор сборных шин РУ 35 кВ

Выбираем по допустимому току два провода марки АС-120/19.

.

Выбранное сечение проверяем на термическое действие токов к.з.:

мм².

Окончательно принимаем 2хАС-120/19.

Выбор отходящих линий РУ 35 кВ

Выбираем сечение по экономической плотности тока ф.(9.1):

мм².

Выбираем провод марки АС-240/32.

Проверяем по длительно допустимому току

.

Выбранное сечение проверяем на термическое действие токов к.з.:

мм².

Окончательно выбираем провод АС-240/32.

Выбор гибких токопроводов от трансформаторов до ЗРУ 6 кВ

Электрические соединения трансформаторов с РУ-6 кВ выполняют гибкими токопроводами.

Выбираем сечение по экономической плотности тока ф.(9.1):

мм².

Сечение несущего провода принимаем равным Sнес = 0.15· q_Э=203.3 мм².

Принимаем несущий провод АС-185/29, тогда сечение алюминиевых проводов:

мм².

число проводов, А — 150: n = 1170/150=7.8~ 8

Принимаем токопровод АС — 185/29 + 8xА150 расстояние между фазами D=1.5м.

Проверяем по допустимому току:

.

Выбранное сечение проверяем на термическое действие токов к.з.:

мм².

Окончательно принимаем АС — 185/29 + 8xА150.

Выбор сборных шин РУ 6 кВ

Выбираем по допустимому току двухполосную шину 100×10.

.

Выбранное сечение проверяем на термическое действие токов к.з.:

мм².

Проверка шин на электродинамическую стойкость.

Частота собственных колебаний

Гц<30 Гц;

см⁴.

Механический расчет двухполосных шин.

Напряжение в материале шины, от взаимодействия полос, МПа,

см³;

Н/м;

МПа, Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз см³;

МПа.

Шины механически прочны, т.к.

.

Выбор кабелей отходящих линий РУ 6 кВ Для потребителя 5 МВт.

Выбираем сечение по экономической плотности тока ф.(9.1):

мм².

Выбираем два кабеля ААБ-3×240 (расстояние между ними в свету 200 мм).

Проверяем по длительно допустимому току

где I_ДОП.Т — допустимый табличный ток для рассматриваемого кабеля ([10], табл. П. 3.2), А;

k_П — поправочный коэффициент, учитывающий число рядом проложенных работающих кабелей ([10], табл. П. 3.5);

k_Т — поправочный коэффициент на температуру окружающей среды, исходя из условий прокладки ([10], табл. П. 3.3);

k_АВ — коэффициент перегрузки в послеаварийном режиме ([10], табл. П. 3.4).

Выбранное сечение проверяем на термическое действие токов к.з.:

мм².

Окончательно выбираем 2хААБ-3×240.

Для потребителей 3 МВт.

Выбираем сечение по экономической плотности тока ф.(9.1):

мм².

Выбираем два кабеля ААБ-3×150 (расстояние между ними в свету 200 мм).

Проверяем по длительно допустимому току

.

Выбранное сечение проверяем на термическое действие токов к.з.:

мм².

В данном случае повышаем сечение кабелей до 240 мм² и окончательно выбираем 2хААБ-3×240.

Выбор выключателей и кабелей в цепях ТСН

Определяем ток утяжеленного режима

А.

Применяем выключатель типа ВМПЭ-10−630−20У3. Проверка этого выключателя была произведена в п. 7.

Кабели к ТСН выбираем по напряжению и экономической плотности тока (принимаем Т_м тсн = 5600 час, тогда Jэ = 1.2 А/мм² ([9], табл. 7.2):

мм².

Выбираем стандартное сечение кабеля — 16 мм и кабель марки ААБ — 3×16 мм. Проверяем по длительно допустимому току:

По условиям нагрева кабель проходит, проверяем на термическую стойкость (кабели проверяют по току при к.з. в начале кабеля):

мм².

По условию термической стойкости кабель не проходит, выбираем кабель ААБ — 3×240.

Выбор распределительных устройств, основные конструктивные решения

Существуют два основных вида РУ — закрытые и открытые. Распределительное устройство, расположенное на открытом воздухе называется открытым распределительным устройством (ОРУ). ОРУ применяют обычно при напряжениях — 35 кВ и выше.

Открытые РУ должны обеспечивать надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления. ОРУ должно быть ограждено. Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности монтажа и ремонта оборудования. Шины могут быть гибкими из многопроволочных проводников или круглых труб. Первые крепятся на порталах с помощью подвесных изоляторов, а вторые с помощью опорных изоляторов на железобетонных и металлических стойках. Применение жесткой ошиновки позволяет уменьшить площадь ОРУ. Шины были выбраны гибкие из многопроволочных проводов. Под силовыми трансформаторами, масляными реакторами и баковыми выключателями выше 110 кВ укладывается слой гравия не менее 25 см и предусматривается сток масла, а в аварийных случаях в систему стока ливневых вод. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты и автоматики, воздуховоды прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках подвешенных в конструкции ОРУ.

Открытые РУ имеют следующие преимущества перед ЗРУ:

— меньший объем строительных работ и как следствие уменьшение стоимости РУ, так как необходимы лишь подготовка площадки, устройство дорог, сооружение фундаментов и установка опор, в связи с этим уменьшаются время сооружения и стоимость ОРУ;

— легче выполняется расширение и конструкция;

— все аппараты доступны для наблюдения;

В то же время ОРУ занимают большую площадь, менее пригодны для эксплуатации при плохих климатических условиях, аппараты подвержены запылению, загрязнению и колебанию температуры.

Для стороны 35 кВ и 110 кВ выбираем ОРУ.

Закрытые распределительные устройства (ЗРУ) обычно сооружаются на напряжения до 35 кВ. Однако при ограничении площади РУ, а также неблагоприятных климатических условиях и большой загрязненности атмосферы применяют ЗРУ 35 — 220 кВ. Обслуживание ЗРУ должно быть удобным и безопасным. Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или ограждены. Ограждение может быть сплошным или сетчатым и должно запираться на замок.

Осмотры оборудования производятся из коридора обслуживания, ширина которого должна быть не менее 1 м при одностороннем и при двухстороннем обслуживании — 1.2 м. Если в коридоре помещены приводы разъединителей и выключателей, то ширина такого коридора должна быть 1.5 и 2 м соответственно.

Из помещения ЗРУ предусматриваются выходы наружу или в помещение с негорючими стенами и перекрытиями: один выход при длине РУ до 7 м; два выхода по концам при длине РУ от 7 до 60 м и при длине более 60м — два выхода по концам и один с таким расчетом, чтобы расстояние от любой точки коридоров РУ до выхода не превышало 30 м.

Двери из ЗРУ должны иметь самозапирающиеся замки, открываемые со стороны РУ без ключа и открываться наружу. ЗРУ должно обеспечивать пожарную безопасность. Распределительное устройство должно быть экономичным. Для этого применяются железобетонные блоки вместо кирпича, укрупненные электроузлы и т. д.

В цепях отходящих линий применили шкафы КРУ серии К-ХХVI с выключателями ВМПЭ и приводами, расположенными на выкатных тележках.

На питающих линиях 110 кВ предусматриваем установку аппаратов высокочастотной обработки (конденсаторы связи, фильтры присоединения и заградители) отдельных фаз для образования каналов связи по проводам ЛЭП. Конденсатор связи создает путь для токов высокой частоты от приемопередатчика в линию и одновременно отделяет приемопередатчик от высокого напряжения промышленной частоты линии.