Проектирование электроснабжения города Нерчинска

• Введение
• 1. Краткая характеристика города
• 2. Технико-экономическое обоснование проекта
• 3. Расчёт токов короткого замыкания в сети высокого напряжения
• 3.1 Расчёт токов КЗ на шинах 110кВ
• 3.2 Расчёт токов КЗ на шинах 35кВ
• 3.3 Расчёт токов КЗ на шинах 10кВ
• 3.4 Расчёт токов КЗ на шинах 10кВ трансформаторов Т-2 и Т-1
• 3.5 Расчёт однофазного КЗ на землю110кВ
• 3.5 Результаты расчётов токов КЗ
• 3.6 Расчёт токов КЗ отходящих фидеров и КТП
• 4. Выбор оборудования
• 4.1 Выбор шин
• 4.2 Выбор изоляторов
• 4.3 Выбор выключателей
• 4.4 Выбор разъединителей
• 4.5 Выбор трансформаторов тока
• 4.6 Выбор трансформаторов напряжения
• 4.7 выбор трансформаторов собственных нужд
• 4.8 выбор защиты от перенапряжений
• 4.9 Выбор КТП 10/0,4кВ
• 5. Релейная защита
• 5.1 Продольная дифференциальная токовая защита трансформатора ТДТН-10 000/110
• 5.2 Максимальная токовая защита автотрансформаторов
• 5.3 Защита трансформатора от перегрузки
• 5.4 Газовая защита трансформатора
• 6. Безопасность и экологичность
• 6.1 Анализ проектируемого объекта по потенциальной опасности
• 6.2 Производственная санитария
• 6.3 Производственное освещение
• 6.4 Техника безопасности
• 6.5 Пожарная безопасность
• 6.6 Расчет заземления подстанции
• 6.7 Расчет молниезащиты
• 6.8 Экология
• 7. Экономика
• 7.1 Определение сметной стоимости реконструкции подстанции
• 7.2 Планирование использования рабочего времени
• 7.3 Планирование численности персонала
• 7.4 Планирование заработной платы обслуживающего персонала
• 7.5 Планирование сметы годовых эксплуатационных расходов по обслуживанию подстанций
• 7.6 Технико-экономические показатели
• Заключение
• Список используемой литературы

Для обеспечения подачи электроэнергии в необходимом количестве и соответствующего качества от энергосистем к промышленным объектам, установкам, устройствам и механизмам служат системы электроснабжения промышленных предприятий, состоящие из сетей напряжением до 1 кВ и выше и трансформаторных, преобразовательных и распределительных подстанций. Электроустановки потребителей электроэнергии имеют свои специфические особенности; к ним предъявляются определенные требования: надежность питания, качество электроэнергии, резервирование и защита отдельных элементов и пр. При проектировании, сооружении и эксплуатации систем электроснабжения городов необходимо правильно в технико-экономическом аспекте осуществлять выбор напряжений, определять электрические нагрузки, выбирать тип, число и мощность трансформаторных подстанций, виды их защиты, системы компенсации реактивной мощности и способы регулирования напряжений. Это должно решаться с учетом совершенствования технологических процессов производства, роста мощностей отдельных электроприемников и особенностей каждого населённого пункта, повышения качества и надёжности электроснабжения потребителей. Целью данного проекта является расчёт электроснабжения города Нерчинска и выбор уровня напряжения питающей сети, сечения воздушных и кабельных линий, электрооборудования.

электроснабжение заземление кабельная линия

1. Краткая характеристика города

Город Нерчинск — административный центр одноимённого района, находится в центральной части Читинской области., на расстоянии 305 километров по железной дороге к востоку от города Читы. Город расположен на берегу реки Нерчи, левого притока реки Шилки, при железнодорожной станции Нерчинск, которая находится на 8 км севернее магистрали Сибири и связана с последней железнодорожной веткой.

Одновременно город является центром пересечения важных автомобильных дорог: Нерчинск — Сретенск, Нерчинск — Зюльзикан, Нерчинск — Шоноктуй.

Ведущими отраслями промышленности являются пищевая и мясомолочная. Крупных промышленных предприятий государственного значения нет.

Деления на административные районы в городе нет. Жилой фонд в основном составляют одноэтажные здания. Единственным видом городского транспорта является автобус, и маршрутные такси.

Город Нерчинск расположен в III-ем климатическом районе по гололёду, минимальная температура — 54 °C, максимальная температура +40°С, средняя температура почвы в декабре месяце — 6,7°С.

Данный район относится к зоне распространения островной многолетней мерзлоты долинного типа. Многолетняя мерзлота в районе г. Нерчинска изучена слабо, совершенно отсутствуют данные по замеру температуры многолетнемерзлотных пород. Наличие последних устанавливается визуально при бурении скважин. В прирусловой части реки Нерчи, где в основном расположен город, вечная мерзлота отсутствует.

2. Технико-экономическое обоснование проекта

Город Нерчинск питается от Читинской энергосистемы. Единственным центром питания города является расположенная на восточной окраине города подстанция «Нерчинск» напряжением110/35/6кВ, связанная по ВЛ-110кВ с подстанцией «Холбон» 220/110/10кВ.

Необходимостью реконструкции электроснабжения является тот факт, что оборудование является морально и физически устаревшим, а перевод нагрузок с напряжения 6кВ на напряжение 10 кВ обеспечит дополнительные ресурсы. замена устаревшего оборудования новым обеспечит надёжность и бесперебойность электроснабжения потребителей.

На подстанции «Нерчинск» установлены три трансформатора. Т-1 и Т-2 1000кВА на напряжение 110/35/6кВ и Т-3 мощностью 4000кВА на напряжение 35/10кВ при реконструкции необходима замена трансформатораТ-1 и Т-2 на напряжение 110/35/10кВ и соответственно замена КТП с 6/0,4 на 10/0,4.

Категория потребителей в основном III.

Данные по зимним максимумам и летним минимумам представлены в таблице № 1.

Таблица№ 1 — максимальная и минимальная нагрузка.

Минимальная загрузка трансформаторов составила Т-1=0% Т-2 40%, Т-3=9%

Максимальная нагрузка трансформаторов составилаТ-1=% Т-2=% Т-3=%

Согласно контрольных замеров:

Рср. з. =9405кВт

Qср. з=3135квар

Sср. з=9913,74кВА Мощность трансформаторов определяем по формуле

кВА (2.1)

Где

Scp — средняя нагрузка потребителя,

кВА; n — число трансформаторов на подстанции;

в — оптимальный коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме, для двухтрансформаторной подстанции в= 0,65…0,7

Принимаем к установке два трансформатора марки ТДТН-10 000кВА Проверяем загрузку трансформаторов в нормальном режиме по условию:

Где Smax — максимальная нагрузка потребителей в 2004 году, кВА.

Sном. Т — номинальная мощность выбранного трансформатора, кВА;

n — число трансформаторов

(2.2)

В аварийном режиме трансформатор должен передавать всю необходимую мощность. Проверим загрузку оставшегося в послеаварийном режиме по условию:

(2.3)

В соответствии с данными ОАО «Читаэнерго» прогнозируемые максимальные нагрузки потребителей, питание которых осуществляется от шин 35 кВ, и 10кВ ПС на уровне 2006 года составят:

Шины 35 кВ: 3,2мВт с учетом коэффициента одновременности:

Шины 10 кВ: 1,6мВт с учётом коэффициента одновременности.

Дополнительная перспективная нагрузка:

1. На ВЛ-35−214 — 0,8 МВт;

Всего с учетом коэффициента мощности: 9,62МВА Проведем расчет работы трансформаторов с учетом дополнительной перспективной нагрузки: ,

На подстанции «Нерчинск» становлены два трансформатора ТДТН — 10 000/110. ,

Определим полную нагрузку подстанции с учетом дополнительной нагрузки:

МВА (2.3)

где: S_{пол. ПС} — полная нагрузка подстанции;

S_доп — дополнительная нагрузка.

.

Проверим работу трансформаторов в режиме перегрузки:

(2.4)

Условие проверки:

1,25<1,4 — условие выполняется.

Проверим работу трансформаторов в режиме недогруза:

(2.5)

Условие проверки:

(5)

0,67>0,55 — условие выполняется.

Наиболее экономичным для трансформатора является понижающий режим с передачей мощности в сеть среднего и низшего напряжения. Проверим работу трансформатора в этом режиме.

Номинальные параметры трансформатора ТДТН-10 000/110/35/10

S_ном = 10 МВА = 10 000 кВА;

U_{вн ном} = 115 кВ; U_{сн ном} = 38,5 кВ; U_{нн ном}=11кВ; К_тип=0,5.

Определим необходимые для расчетов параметры:

типовую мощность трансформатора:

кВА (2.6)

где К_тип — коэффициент типовой мощности.

общий номинальный ток:

(2.7)

Загрузка трансформатора на стороне высокого, среднего и низкого напряжения:

S_вн = 7469,44кВА; S_сн = 3789,72кВА; S_нн = 1950кВА.

(2.8)

(2.9)

кА (2.10)

(2.11)

Условие проверки:

I₀ < I _{о ном} (2.12)

0,0185<0,075 — условие выполняется, следовательно такой режим допустим.

Исходя из того, что все условия проверки трансформаторов, с учетом дополнительной нагрузки, выполняются, оставляем в работе трансформаторы: ТДТН-10 000 110/35/10кВ Вывод.

Проверочный расчет трансформаторов на подстанции показал, что увеличение их мощности не требуется.

Провожу проверочный расчёт понижающего трансформатора ТМН 4000 35/10

Согласно контрольных замеров:

Рср. з. =1985,714кВт

Qср. з=406,83квар

Sср. з=2035,367кВА Мощность трансформаторов определяем по формуле

кВА (2.13)

Где Scp — средняя нагрузка потребителя, кВА;

n — число трансформаторов на подстанции;

в — оптимальный коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме, для однотрансформаторной подстанции в= 0,9

Принимаем к установке два трансформатора марки ТМН-2500кВА Проверяем загрузку трансформаторов в нормальном и аварийном режимережиме по условию:

(2.14)

Где Smax — максимальная нагрузка потребителей в 2004 году, кВА.

Sном. Т — номинальная мощность выбранного трансформатора, кВА;

В аварийном режиме трансформатор должен передавать всю необходимую мощность. Проверим загрузку оставшегося в послеаварийном режиме по условию:

Окончательно выбираем трансформатор типа ТМН-2500/35 устанавливаю трансформаторы ТМН-2500/35

Производим технико-экономическое сравнение вариантов

I-устанавливаю трансформаторы ТМН-2500/35

II-оставлены в работе трансформаторы ТМН-4000/35

Экономическим показателем является минимум приведённых затрат, определённый по формуле:

З=Ен· К+И, тыс. руб/год (2.15)

Где Ен — нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений. Ен=0,12

К — единовременные капиталовложения, тыс. руб. /*год.

И — ежегодные эксплуатационные издержки определяются по формуле:

+в· ?W, тыс. руб (2.16)

Где Ра, Ро — отчисления на амортизацию и обслуживание, %, общая — Ра=6,4%, затраты на обслуживание — Ро=3%. По Л-1 (справочник по проектированию электроэнергетических систем под редакцией С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро третье издание переработанное и дополненное Москва энергоатомиздат 1985 год 352с.) таблица 8.2.

в-стоимость электроэнергии, согласно решения № 60 от 15 декабря 2005 года ОАО «Читаэнерго» в=1,02 руб. /кВт· час.

?W-годовые потери электроэнергии в трансформаторе, определяются по формуле:

?W=PxT+PkвІ· фв+PkнІфн, (2.17)

Где ?Pх — потери холостого хода трансформатора, кВт;

Т — время работы трансформаторов, Т=8760часов;

Ркв, Ркн — потери короткого замыкания в обмотках высокого и низкого напряжения.

Sс. в., Sс. н. — средняя нагрузка обмоток высокого и низкого напряжения; фв, фн — время наибольших потерь в обмотках высокого и низкого напряжения, час; определяются исходя из продолжительности использования максимальной нагрузки, Тmax.

Время использования максимальной нагрузки определяется по формуле:

ч (2.18)

Где Pi — активная мощность каждого периода, кВт;

ti — время потребления Рi, час Рmax — максимальная активная мощность за весь период, кВт. Определяем Тmax — для обмоток высокого и низкого напряжения. Принимаем данные по показаниям счётчиков подстанции Т-3и отходящих фидеров по 10кВ данные расчётов свожу в таблице № 2.2

Таблица № 2. расчёт мощностей на напряжение 10кВ.

фм=І· 8760, час (2, 19)

ф=І· 8760=5022час Определяем суммарную мощность на стороне 35кВ. по формуле (2.18) рассчитываю время использования максимальной нагрузки данные свожу в таблице № 2.3

Таблица №.3 Тmax на стороне 35кВ

фм=І· 8760, час (2, 19) ф=І· 8760=5184час Таблица№ 2.4 Тmax на стороне 10кВ Вариант I: трансформатор ТМН 2500/35;

?Pх=4,35кВт, ?Pк=25кВт

?W=4,35· 8760+25·І·5184+25І·5022=

176 091,17кВт/год

?W=176 091,17*1,02=179,6кВт/год Капитальные затраты для варианта Iскладываются:

К1=Ст+См-Св. пр.; (2.20)

Где Ст — стоимость трансформатора, Ст=170тыс. руб (Л-1 таб. № 9,18)

См-стоимость монтажных работ, См=1000тыс. руб (Л-1 таб. № 9,35)

Св. пр. — сумма от продажи трансформатора ТМН-4000/35 сторонней организации за 20% от первоначальной стоимости Св. пр. =2,3*20%=46тыс. руб К1=170+1000−46=1124 тыс. руб.

Ежегодные эксплуатационные издержки: по формуле 2.16

И= (6,4+3) /100*1124+1,02*179,6=285,3 тыс. руб.

Затраты по Iварианту З1=0,12*1124+285,3=420,18 тыс. руб.

Вариант II: трансформаторы ТМН-4000/35;

?Рх==5,74,35кВт, ?Рк=33,525кВт

?W=5,7· 8760+33,5·І·5184+33,5І·5022=

=122 158,6кВт/год Трансформатор ТМН-4000/35 был установлен на подстанции «Нерчинск» в 1979 году, срок его работы составляет 27 лет. Отчислений на его амортизацию и обслуживание уже не производится, ежегодные издержки складываются:

И=в· ?W=1,02*122,1586=124,602 тыс. руб.

Затраты по II-варианту составили: З2=И2=124,602 тыс. руб.

Результаты технико-экономических показателей сведены в таблице № 2.5

Таблица №.4 — Технико-экономическое сравнение вариантов.

Срок окупаемости замены трансформаторов:

То= (З1-З2) / (?W· в1+?W·в2), лет (2.10)

То= (420,18−124,602) /179,6−124,602=5,37года.

То=5,37 года<�Тн=8лет, поэтому экономически целесообразен I — вариант — установка трансформатора ТМН-2500/35.

3. Расчёт токов короткого замыкания в сети высокого напряжения

Токи короткого замыкания на шинах 110кВ взяты по данным ВПЭС и равны:

I (3) К-1 max=2200А раб. 1940

I (3) К-1 min=1300Араб.1200

В дипломном проекте этот расчет ведется с целью проверки выбранной аппаратуры, проводов и кабелей на динамическую и термическую стойкость

Для расчёта схемы замещения запишем следующие исходные параметры элементов схемы:

Трансформаторы Т-1 и Т-2 типаТДТН-10 000/110/35/10

Т-1, Т-2

Sн. т. =10 000кВА

Uвн=115кВ Uк вн-сн=10,5%

Uсн=38,5кВUк вн-нн=17%

Uнн=11кВUк сн-нн=6%

На подстанции «Нерчинск» установлены два трёхобмоточных трансформатора мощностью по 10МВ*А, напряжением 115/38,5/11кВ.

Работа трансформаторов отдельная.

Принимаю трансформатор типа ТДТН-10 000/110 со следующими параметрами:

Sн=10МВ· А; Uвн=115кВ; Uсн=38,5кВ; Uнн=11кВ; ?Pх=19кВт; ?Pк=80кВт; Ukв-с=10,5%; Ukв-н=17%; Ukс-н=6%; Ix=1,1%

Для выбора и проверки силового оборудования расчёт ведём приближённым приведением в относительных единицах.

Рисунок № 1 — Схема замещения сети высокого напряжения для расчётов тока короткого замыкания

3.1 Расчёт токов КЗ на шинах 110кВ

Воспользуемся методом точного приведения в относительных единицах (ТПОЕ)

Принимаем базисные величины: Для Т-1 и Т-2

базисная мощность-Sб=100МВ*А;

базисное напряжение Uб=Uср ном. =115 кВ;

базисный ток =. (3.1)

сопротивление базисное (3.2)

Система:

; (3.3)

(3.4)

(3.5)

Линии:

(3.6)

Хл. min=0,157о. е.

Трансформаторы:

Uкв=0,5 (Uк вн-сн+Uк сн-нн — Uк сн-нн) =0,5 (10,5+17,5−6,5) =10,75%

Uкс=0,5 (Uк вн-сн+Uк сн-нн — Uк вн-нн) =0,5 (10,5+6,5−17,5) =0%

Uкн=0,5 (Uк вн-нн+Uк сн-нн-Uк вн-сн) =0,5 (17,5+6,5−10,5) =6,75%

(3.7)

ХТ-1с=ХТ-2с=0

(3.8)

Максимальный режим:

Х1=Хс. max+Xл. max=0,022+0,078=0,1о. е.

Х2=XТ-1 В // ХТ-2в==0,535о. е. (3.9)

ХУ= ХУ= (3.10)

I (3) к2max= (3.11)

I (3) к2max=

Минимальный режим:

Х1=Хс. min+Xл. min=0,038+0,157+=0, 195о. е. (3.12)

ХУ=Х1 // Хтн1==о. е. (3.13)

I (3) к2min (3.14)

3.2 Расчёт токов КЗ на шинах 35кВ

Принимаем базисные величины:

базисная мощность-Sб=100МВ*А;

базисное напряжение Uб=Uср ном. =38,5 кВ;

базисный ток =. (3.1)

сопротивление базисное (3.2)

Система:

; (3.3)

(3.4)

(3.5)

Линии:

(3.6)

Хл. min=0,17о. е.

Трансформаторы:

(3.7)

для трансформатора Т-3

Sн. т. =2500кВА

Uвн=35кВUк. Вн-нн=6,5%

Uнн=11кВ

Линии ВЛ-237: провод АС-70/11 L=0,02 м, Худ=0,4Ом

Линии:

(3.6)

Хл. min=0,6о. е

Трансформатор.

(3.7)

Максимальный режим:

Х1=Хс. max+Xл. max+0,08+0,0025=0,0825о. е. (3.15)

Х2=XТ-1 В // ХТ-2 В ==о. е. (3.16)

Х3= Хл2+ХТ3 (0,3+0,291) =0,29 103о. е.

Х4= X1+Х2=0,0825+0,0595=0,142о. е. (3.9)

ХУ= (3.9)

I (3) к2max= (3.10)

I (3) к2max=

Минимальный режим:

Х1=Хс. min+Xл. min+XТ-1в=0,16+0,038+0,119=0,317о. е. (3.11)

Х2=ХТ-3+Хл2=0,291+0,6=0,29 106о. е. (3.17)

Х3=ХУ=Х1 // Х2=

I (3) к2min (3.13)

3.3 Расчёт токов КЗ на шинах 10кВ

Базисные условия:

Sб=100мВА;

Uб=11кВ

Базисный ток кА (3.1)

Сопротивление базисное: (3.2)

Система:

; (3.3)

(3.5)

Линии:

*КТІ (3.6)

Хл. min=0,0006о. е.

Линии:

(3.6)

Хл. min=0, 192о. е.

Трансформаторы:

(3.7)

Максимальный режим:

Х1=Хс. max+Xл. max= 0,0026+0,096=0,0986о. е. (3.9)

Х2= Хт3+Хл2=0,291+0,0001=0,2911о. е.

Х3=ХТ1 В // ХТ2в=0,12/2=0,06о. е.

Х4=Х1+Х5=0,0986+0,06=0,1586о. е.

ХУ=Х4+Х2=0,2911+0,1586=0,4497о. е.

I (3) к2max (3.10)

I (3) к2max

Минимальный режим:

Х1 =Хс. min+Xл. min+ХТ1в=0,0045+0, 192=0, 1965о. е. (3.11)

Х2=ХТ3+ХЛ2=0,291+0,0006=0,2916о. е.

Х3=Х3+Х2+ХТ1в=0,12+0, 1965+0,2916=0,608о. е.

I (3) к2min= (3.10)

I (3) к2min=

3.4 Расчёт токов КЗ на шинах 10кВ трансформаторов Т-2 и Т-1

Принимаем базисные величины:

базисная мощность-Sб=100МВ*А;

базисное напряжение Uб=Uср ном. =11 кВ;

базисный ток =. (3.1)

сопротивление базисное

Система:

; (3.3)

(3.4)

(3.5),

Линии:

(3.6)

Хл. min=0,157о. е.

Трансформаторы:

(3.7)

(3.8)

Трансформаторы:

Максимальный режим:

Х1=Хс. max+Xл. max=0,023+0,078=0,1о. е.

Х2=Хт1 В // ХТ2в=0,537о. е.

Х3=ХТн1 // ХТн2=0,673/2=0,337о. е.

ХУ=0,537+0,337+0,1=0,975о. е.

I (3) к2max= (3.10), I (3) к2max=

Минимальный режим:

Х1=Хс. min+Xл. min=0,038+0,157=0, 195о. е. (3.11)

Х2=ХТв1+Х1=1,27о. е.

Х3=Х2+ХТ1н=1,27+0,673=1,943о. е.

I (3) к2max= (3.10)

I (3) к2max=

По данным Нерчинского РЭС мощность КЗ на шинах подстанции 10кВ=143МВА

Таблица № 5 сопротивление кабельных линий.

Для выбора оборудования определяем значение тока при самом тяжёлом случае КЗ, таковым является трёхфазное короткое замыкание

3.5 Расчёт однофазного КЗ на землю110кВ

Расчёт однофазного КЗ на землю на шинах 110кВ необходим для расчёта заземляющего устройства на подстанции, поэтому необходимо знать максимально возможный ток на землю.

При расчёте используем метод симметричных составляющих и правило эквивалентной прямой последовательности. Определив ток прямой последовательности фазы «А» в месте КЗ, найдём и все остальные симметричные составляющие.

Базисные условия:

Sб=100МВА;

Uб=110кВ

Схема замещения прямой последовательности аналогична случая трёхфазного КЗ, т. е.:

ХУ=0,084о. е.

ЕУ=1о. е.

Схема замещения обратной последовательности аналогична схеме замещения прямой последовательности, но без ЭДС генерирующих ветвей, а поэтому:

ХУ=0,084о. е.

Схема замещения нулевой последовательности представлена на рисунке 2

Рисунок 2 — Схема замещения

Параметры схемы замещения:

(3.18)

(3.19)

для двухцепной линии с тросом.

(3.20)

Хн=0

Сворачиваю схему: Х1=Хс+Хл=0,022+0,234=0,256о. е. (3.21)

Х2= ХТ-в-½=1,07/2=0,535о. е. (3.22)

ХУ0= (3.23)

ХУ0= (3.24)

Ток однофазного КЗ на землю в точке К-1:

IА1 (1) = (3.25)

IА1 (1) =

IА2 (1) = IА1 (1) =IА1 (1) =1,47кА

Ток повреждённой фазы:

IА (1) =3* IА1 (1) (3.26)

IА (1) =3*1,47=4,416кА

3.5 Результаты расчётов токов КЗ

Определим ударный ток КЗ по формуле:

iуд=Ку*v2*Iк. (3) max, кА (3.27)

Где Ку ударный коэффициент для цепей рассчитываемый без учёта активных нагрузок согласно (Л-2-таблица 2.45) (Ку=1,7)

iудК-1=1,7*v2*5,79=13,92кА

iудК-2=1,7*v2*15,72=37,8кА

iудК-3=1,7*v2*5,4=12,98кА

Мощность Кз определяем по формуле:

Sк1=v3•Uн•Iк (3) max (3.28)

Sк1=v3*115*5,79=1151,92МВА

Sк2=v3*38,5*15,72=1047МВА

Sк3=v3*11*5,4=102,76МВА

Для удобства дальнейших расчётов данные, полученные при расчёте токов КЗ занесём в таблицу № 3.1.

Таблица № 6 — Результаты расчёта токов КЗ:

3.6 Расчёт токов КЗ отходящих фидеров и КТП

Электроснабжение города Нерчинска осуществляется по девяти фидерам. Сети выполнены в основном воздушной линией. Пример расчёта по фидеру№ 10 «Мясокомбинат»

Составляю схему замещения:

Рисунок 3 — Схема замещения отходящего фидерадлина всей линии L=6,86км-98 опор.

Расстояние между опорами 0,07 км. линия выполнена проводом АС-95. расстояние до КТП-493 равно по схеме 0,77 км проводом АС-95, и 0,35 км до КТП проводом АС-35. мощность трансформатора КТП кВ100кВА 10/0,4 ВЛ-95=0,77*Худ=0,77*0,306=0,277Ом; ХВЛ-35=0,35*0,89=0,313Ом.

Сопротивление трансформатора R=23,4Ом, Х=50,5Ом.

Zтр-ра=vХІ+RІ=v23,4І+50,5І=55,5Ом

В общем случае начальное действующее значение периодической составляющей трехфазного тока КЗ в точке:

(23)

где X и R — соответственно суммарные индуктивное и активное сопротивления цепи, мОм;

U — среднее напряжение ступени, принимаемое U=1.05U_НОМ = 400кВ для практических расчетов.

Ударный ток КЗ:

(28)

где k_у =1,3 — ударный коэффициент;

Наибольшее действующее значение тока КЗ:

(29)

Ток двухфазного КЗ:

(30)

Все аналогичные расчеты сведем в таблицу 6.

4. Выбор оборудования

4.1 Выбор шин

Так как сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых распределительных устройств всех напряжений не выбираются по экономической плотности тока, то принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения.

На стороне 110 кВ наиболее мощным присоединением является присоединение питающей линии

А (4.1)

В режиме аварийной нагрузки:

(4.2)

По значению I_max из принимаем провод марки АС-120/19 с номинальными данными d = 15,2 мм; I доп = 380А (стр. 20 [16])

Фазы расположены горизонтально с расстоянием l между фазами 290 см. Проверим выбранный провод по условиям нагрева:

(4.3)

Проверка на термическое действие тока короткого замыкания не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка по условию коронирования — согласно минимальное сечение для воздушных линий 35 кВ составляет 120 мм^2, поэтому необходимо провести расчет по условию коронирования.

Номинальная критическая напряженность определяется по формуле:

(4.4)

где m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, m=0,82/0,94

r_{o -} радиус провода

Напряженность электрического поля около поверхности провода определяется по выражению:

(4.5)

где D_cр — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см

(4.6)

Dср=1,26*300=378см — при горизонтальном расположении фаз

Условия проверки:

(41)

Условие выполняется.

Таким образом провод АС-120/19 по условиям короны проходит, принимаем его в качестве шин 110кВ.

На стороне 35кВ

На стороне 35 кВ наиболее мощным является присоединение трансформатора ТМН-2500/35. В аварийном режиме трансформатор может быть перегружен не более чем на 40% проведём проверку:

присоединение питающей линии

А (4.1)

В режиме аварийной нагрузки:

(4.2)

По значению I_max из принимаем провод марки АС-120/19 с номинальными данными d = 15,2 мм; I доп = 380А (стр. 20 [16])

Фазы расположены горизонтально с расстоянием l между фазами 290 см.

Проверим выбранный провод по условиям нагрева:

(4.3)

Проверка на термическое действие тока короткого замыкания не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка по условию коронирования — согласно минимальное сечение для воздушных линий 35 кВ составляет 120 мм^2, поэтому необходимо провести расчет по условию коронирования.

Номинальная критическая напряженность определяется по формуле:

(4.4)

где m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода,

m=0,82, r_{o -} радиус провода

Напряженность электрического поля около поверхности провода определяется по выражению:

(4.5)

где D_cр — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см

(4.6)

Dср=1,26*150=189см — при горизонтальном расположении фаз

Условия проверки:

(4.7)

Условие выполняется.

На стороне 10 кВ

(4.1)

(4.2)

По значению I_max из [Л-3] принимаем двухполосные шины 2/100×8ммІ с номинальными данными:

d=7,97смІ, I_доп = 2390 А (Таблица П3−2 Л-3)

Фазы расположены горизонтально с расстоянием l между фазами 180 см.

Проверим выбранный провод по условиям нагрева:

(4.9)

— проверка шин на термическую стойкость:

(4.8)

где С — термический коэффициент, для алюминиевых шин по (таблице3.12 — Л-3) С=91

Вк — тепловой импульс квадратичного тока

Где t0-время отключения тока КЗ, с

t0=tр. з. +tо. в. =0,1+0,2=0,3c;

Та — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с согласно (таблице 2.45. Л1) Та=0,02с

Вк=1279І* (0,3+0,02) =52,5кАІс

что меньше выбранного сечения, Данные шины по сечению проходят 2,5ммІ=800ммІ. Шины термически стойки.

Проверяем шины на механическую прочность. Определяем длину пролёта между изоляторами, при условии, что частота собственных колебаний будет меньше 200 Гц в этом случае проверка шин на электродинамическую стойкость производится с предположением, что шины и шинные изоляторы являются статической системой с нагрузкой равной максимальной силе, возникающей при к. з.

(4.11)

где J-момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы; g-поперечное сечение шины. Из формулы получим:

(4.12)

Рисунок 4 — Шины расположены на ребро.

J=0.72*bі*h

J=0.72*0.8і*10=3,68cmІ· І

Если шины расположены на изоляторах плашмя.

Рисунок 5.

По данным расчетов при расположении шин плашмя длина пролета между изоляторами увеличилась с 0,76 метра до 1,88 метра, что дает значительную экономию изоляторов. Принимаем для установки расположения шин плашмя.

Определим расстояние между прокладками:

Где аn — расстояние между осями полос, см; =1,6 см

Е — модуль упругости материала шин=70мПа

Jn — момент инерции полосы,

Кф — коэффициент форма по (Л-2 рис 4−5) =0,35

Где mn — масса полос на единицу длины кг/м, согласно (Л-1 П3−2) =1,295кг/м

Принимаю меньшее значение l n=0,41 м, тогда число прокладок в пролёте: n=l/ln-1=1,88/0,46−1=3,08 принимаем n=3

Расчётный пролёт:

Определяем силу взаимодействия между полосами по формуле:

Напряжение в материале:

Где Wn — момент сопротивления одной полосы, смі

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:

Где Wф — момент сопротивления шины, смІ

Условия выбора:

Таким образом алюминиевые шины 2 (100×8) мм механически прочны. Принимаю к установке шины марки АДО2 (100×8) Это плоские шины. Они обеспечивают хороший отвод тепла в окружающую среду, чем шины любой другой формы.

4.2 Выбор изоляторов

Для установки на ОРУ-110кВ принимаем изоляторы марки ИОС 110−2000

Условия выбора:

— по номинальному напряжению

(4.17)

110кВ=110кВ

— по допустимой нагрузке на изолятор:

(4.18)

где F_расч — сила, действующая на изолятор,

F_доп — допустимая нагрузка на головку изолятора.

F_доп=0,6 F_разр (4.19)

где F_{разр -} разрушающая сила на изгиб

F_{доп =} 0,6*2000= 1200 кгс

Расчетная сила определяется по формуле:

(4.20)

где i_у — ударный ток на стороне 110 кВ (i_у=13,92 кА)

а — расстояние между фазами, 300 см

К_п — поправочный коэффициент на высоту расположения шин, К_п =1 из (cтр33 [1])

(4.21)

Для установки на ОРУ-35кВ принимаем изоляторы марки ИОС 35−1000

Условия выбора:

— по номинальному напряжению

(4.17), 35кВ=35кВ

— по допустимой нагрузке на изолятор:

(4.18)

где F_расч — сила, действующая на изолятор,

F_доп — допустимая нагрузка на головку изолятора.

F_доп=0,6 F_разр (4.19)

где F_{разр -} разрушающая сила на изгиб

F_{доп =} 0,6*1000= 600 кгс

Расчетная сила определяется по формуле:

(4.20)

где i_у — ударный ток на стороне 35 кВ (i_у=37,8 кА)

а — расстояние между фазами, 150 см

К_п — поправочный коэффициент на высоту расположения шин, К_п =1 из (cтр33 [1])

(4.21)

На стороне 10 кВ принимаем к установке изоляторы марки И-16−80

Условие выбора:

— по номинальному напряжению

(4.17)

10кВ<10кВ

— по допустимому усилию на изолятор

(4.18)

F_доп = 0,6 · F_разр кгс

F_доп = 0,6 · 1600 = 960 кгс

Расчетная сила определяется:

(4.19)

где i_у=105,5кА — ударный ток к. з. на стороне 10 кВ

а=80см — расстояние между фазами

К_п=1 — поправочный коэффициент по [1]

(4.20),

Условие выполнено.

На стороне 10 кВ принимаем к установке изоляторы марки И-16−80.

Условие выбора:

— по номинальному напряжению

(4.17)

10кВ=10кВ

— по допустимому усилию на изолятор

(4.18)

F_доп = 0,6 · F_разр кгс

F_доп = 0,6 · 1600 = 960 кгс

Расчетная сила определяется:

(4.19)

где i_у=1279кА — ударный ток к. з. на стороне 10 кВ

а=80см — расстояние между фазами

К_п=1 — поправочный коэффициент по [1]

(4.20)

Условие выполнено.

4.3 Выбор выключателей

К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования:

— надежность отключения любых токов;

— быстрота действия;

— возможность быстрого включения выключателя сразу после отключения;

— легкость ревизии и осмотра контактов;

— взрыво — и пожаробезопасность

Выбор высоковольтных выключателей производится:

— по конструктивному выключению и месту установки;

— по номинальному напряжению:

U_ном? U_раб, кВ; (4.21)

— по номинальному току:

I_ном? I_раб, кВ. (4.22)

Выбранный выключатель проверяется:

— по отключающей способности

I_{ном. откл}? I _к, кА (4.23)

где I_{ном. откл} — номинальный ток отключения выключателя по каталогу, кА; I _к — ток трехфазного к. з., кА.

— по предельному периодическому току к. з.:

I_{пр. с}? I _к, кА (4.24)

где I_{пр. с} — эффективное значение периодической составляющей предельного сквозного тока к. з. по каталогу, кА;

— по ударному току к. з.:

i_{пр. с} ?i_у, кА (4.25)

где i_{пр. с} — амплитудное значение предельного сквозного тока к. з. по каталогу, кА;

i_у — ударный ток к. з., кА;

— на термическую стойкость:

I²_т t_т ?В_к, кА²· с (4.26)

I_т — предельный ток термической стойкости по каталогу, кА;

t_т — время протекания тока термической стойкости по каталогу, с;

В_к — тепловой импульс тока к. з., определяемый по формуле

кА²· с, (4.27)

где t_откл — время отключения к. з., определяется по формуле:

t_откл = t_{р. з.} + t_{откл. В}, с (4.28)

где t_{р. з. -} время срабатывания релейной защиты, с;

t_{откл. В} — собственное время отключения выключателя;

Т_а — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к. з.

Т_а = 0,05 с по [9]

Краткая характеристика элегазовых выключателей:

Элегазовый выключатель марки ВГТ относится к электрическим коммутационным аппаратам высокого напряжения, в которых в качестве дугогасительной и изоляционной среды используется элегаз (шестифтористая сера SF₆). Чистый элегаз с плотностью, соответствующей давлению 0,5 МПа при температуре 20 °C. Чтобы обеспечить работоспособность выключателя при низких температурах воздуха до минус 55 °C, используется смесь элегаза и четырехфтористого углерода CF₄.

Выключатель может применяться для коммутации электрических цепей в нормальном и аварийных режимах, в том числе циклах АПВ, в сетях трехфазного переменного тока частоты 50Гц. Выключатель предназначен для эксплуатации на открытом воздухе в районах и холодным климатом при следующих условиях:

— окружающая среда — невзрывоопасная, не содержащая агрессивных газов и паров в концентрации разрушающих металлы и изоляцию;

— рабочие значения температуры окружающего воздуха при эксплуатации:

нижнее — минус 55 °C;

верхнее — плюс 45 °C.

— относительная влажность воздуха при температуре 20 °C — 80% (верхнее значение 100% при 25°С).

Основные преимущества элегазового выключателя по сравнению с масляными. Высокая надежность работы благодаря:

— пониженным условиям к усилиям оперирования выключателем, энергия, необходимая для гашения токов короткого замыкания, частично используется из самой дуги, что существенно уменьшает работу привода и повышает надежность;

— использованию в соединениях двойных уплотнений с обеспечением пониженного уровня естественных утечек. Уровень утечек — не более 1% в год — подтверждается испытаниями каждого выключателя на заводе-изготовителе по методике, применяемой в косметических технологиях;

— высокая заводская готовность, простой и быстрый монтаж и ввод в эксплуатацию;

— высокая коррозийная стойкость покрытий, применяемых для стальных конструкций выключателя;

— отсутствие необходимости в сложном техническом обслуживании и ремонтах при нормальных условиях эксплуатации;

— возможность отключения токов нагрузки при потере избыточного давления элегаза в выключателе;

— сохранение электрической прочности изоляции выключателя при напряжении равном 1,15 наибольшего фазного напряжения в случае потери избыточного давления элегаза в выключателе;

— отключение емкостных токов без повторных пробоев дуги, низкие перенапряжения;

— отсутствие феррорезонанса в сетях при эксплуатации выключателя;

— низкий уровень шума при срабатывании соответствующий высокими природоохранными требованиями;

— низкие динамические нагрузки на фундаменте опоры.

На стороне 110 кВ принимаем выключатели марки ВГТ-110II-40/2500.

Рабочий ток установки принимаю ток самого мощного присоединения, в данном случае это присоединение трансформатора.

Таблица № 7 — Выбор выключателей 110 кВ

Выбор и проверку выключателей сведем в таблицы:

Таблица № 8 — Выбор выключателей на ОРУ-35

Таблица № 9 — Выключатель на присоединение трансформатора Т-3/35кВ

Принимаю для установки на ОРУ — 35кВ выключатели вакуумные марки ВБЗЕ-35−20/630 — У1

Таблица № 10 — Выбор вводных выключателей 10кВ

Таблица№ 11 — Выбор выключателей 10 кВ отходящих фидеров

На стороне 35кВ — ОРУ-35 в качестве выключателей примем вакуумные выключатели наружной установки ВБЗЕ-35−20/630-У1. по климатическим условиям выключатели подойдут для нашего климата (Пределы температур: от+45С до-45С) На стороне 10 кВ установлены комплектные распределительные устройства типа К-XXVI. Для установки в данные КРУ выбираем вакуумные выключатели серии ВВ/TEL-10:

— вводные и секционные выключатели марки ВВ/TEL-10−1600/20;

— выключатели отходящих фидеров марки ВВ/TEL-10−630/20.

Преимущества вакуумных выключателей:

— отсутствие необходимости в замене и пополнении дугогасящей среды, компрессорных установок и масляного хозяйства;

— высокая износостойкость при коммутации токами и токов к. з.;

— минимум обслуживания, снижение эксплуатационных затрат, почти в 2 раза по сравнению с масляными выключателями;

— быстрое восстановление электрической прочности (10−50) · 10³ В/мкс;

— полная взрывои пожаробезопасность;

— широкий диапазон температур окружающей среды, в котором возможна работа (от — 65 °C до +60°С);

— повышенная устойчивость к ударным и вибрационным нагрузкам;

— бесшумность, чистота, удобство обслуживания, обусловленные малым выделением энергии в дуге и отсутствием внешних эффектов при отключении токов к.з.;

— отсутствие загрязнения окружающей среды;

— сравнительно малые массы и габаритные размеры и небольшие динамические нагрузки на конструкцию и фундамент;

— высокое быстродействие;

— надежная работа в случае когда в процессе отключения малого тока в цепи возникает ток к. з. (ДУ масляных выключателей в таких случаях разрывается).

4.4 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производится по конструктивному выполнению, месту установки, по номинальному току. Выбранные аппараты проверяются по ударному току к. з. и на термическую стойкость. Выбор разъединителей сведем в таблицы.

На ОРУ-110 кВ устанавливаем разъединители марки РДЗ-2−110/1000 УХЛ1. Разъединитель выполнен в виде двухколонкового аппарата с разворотом главных ножей в горизонтальной плоскости с двумя заземляющими ножами.

Управление разъединителем осуществляется с помощью приводов ПР-0,5−2 В НУХЛ1, при эксплуатации в районов с умеренно-холодным климатом.

Таблица № 12 — Выбор разъединителей 110 кВ

На ОРУ-35 кВ устанавливаем разъединители марки РНД (З) — С-35/1000 У1. Привод — ПР-У1

Таблица № 13 Отходящие фидера 35кВ

Таблица № 14 — Выбор разъединителей 10 кВ

В КРУН-10кВ принимаю разъединители РВР3-Ш-10/2000У3 с приводом ПД-5У1

4.5 Выбор трансформаторов тока

Выбор трансформаторов тока состоит в выборе типа, сопоставление определенных нагрузок и проверки на термическую и электродинамическую стойкость.

На стороне 110 кВ применяются следующие приборы: амперметр, ваттметр, варметр, счетчик реактивной энергии, счетчик активной энергии.

Расчет нагрузки трансформаторов тока (ТА) сводим в таблицу.

Таблица № 15 — Расчет нагрузки ТА-110 кВ

Принимаем к установке трансформатор тока марки ТОГ-110-II 1У1 с элегазовой изоляцией и коэффициентом трансформации 300/5, класс точности 0,5.

Произведем расчет сопротивления приборов:

Ом (4.29)

где S_приб — мощность потребляемая приборами,

I₂ — номинальный вторичный ток прибора Для обеспечения работы трансформаторов тока в выбранном классе точности должно выполняться условие:

(4.30)

где Z_{2н -} вторичная нагрузка трансформатора тока (по справочным данным), Z_конт — сопротивление контактов, Z_конт=0,1 Ом,

Zпров = 1,2 — 0,06 — 0,1 = 1,04 Ом Определим сечение соединительных проводов:

(4.31)

где l_расч-расстояние от ТА до места установки приборов, принимаем l_расч=130м.

с=0,0283 Ом· мм²/м — удельное сопротивление соединительных проводов, из [9]

Выбираем кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

Сопротивление проводов:

Вторичная расчетная нагрузка ТА:

Z_{2 расч}=Z_приб+Z_пров+Z_конт, Ом (4.32)

Z_{2 расч=}0,06+0,91+0,1=1,07 Ом

Z_{2 расч <} Z_{2н (}4.33)

Условия проверки трансформаторов тока:

— по напряжению:

U_ном? U_уст; кВ (4.34)

110 кВ = 110 кВ;

— по длительному току:

I_{р. max}? I_1н; А (4.35)