Проектирование районной подстанции

1. Введение

Задачи проектирования электроэнергетических систем и их компонентов являются одними из наиболее сложных и требующих от проектировщиков творческого подхода, способностей и умения анализировать множество факторов, находить оптимальные варианты, правильно анализировать перспективы развития и т. п. Целью данной работы является проектирование районной подстанции, выбор всего необходимого оборудования с учетом различных режимов работы.

2. Выбор структурной схемы

Структурная схема подстанции должна включать в себя распределительные устройства (РУ) высшего, среднего, низшего напряжений; понизительные трансформаторы или автотрансформаторы. Данная подстанция является районной узловой, соединяя две системы с различными напряжениями (500 и 110 кВ). Структурная схема представлена на рис. 1. Выбор типа трансформаторов и их количество будет произведен далее.

Структурная схема подстанции

Рисунок 1

3. Разработка главной схемы

3.1. Выбор числа и типа трансформаторов

Выбор количества трансформаторов (автотрансформаторов) зависит от требований к надежности электроснабжения питающихся от подстанций потребителей и является, таким образом, технико-экономической задачей.

На подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше, как правило, устанавливаются автотрансформаторы, обладающие рядом преимуществ по сравнению с трансформаторами (меньше масса, стоимость и потери энергии при той же мощности).

В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов [8,5]. Несмотря на то что на большинство новых подстанций на первом этапе устанавливается по одному трансформатору, удельный вес двухтрансформаторных подстанций растет.

Применение однотрансформаторных подстанций допускается:

в качестве первого этапа сооружения двухтрансформаторной подстанции при постепенном росте нагрузки. При этом на период работы одного трансформатора должно быть обеспечено резервирование электроснабжения потребителей по сетям вторичного напряжения;

при дроблении подстанций для питания узла с сосредоточенной нагрузкой и схеме сети НН, обеспечивающей резервирование каждой из однотрансформаторных подстанций;

для питания неответственных потребителей, допускающих перерыв электроснабжения на время, достаточное для замены поврежденного трансформатора (например насосные станции орошения земель).

При существующей шкале номинальных мощностей трансформаторов можно заметно снизить необходимую суммарную мощность на подстанции при увеличении количества трансформаторов свыше двух. Однако несмотря на это, капитальные затраты и эксплутационные расходы в целом по подстанции получаются, как правило, большими вследствие роста удельных затрат на 1 кВА с уменьшением единичной мощности трансформатора. С учетом изложенного установка на подстанциях более двух трансформаторов (автотрансформаторов) применяется в следующих случаях:

на подстанциях промышленных предприятий, если необходимо выделить по режиму работы толчковые нагрузки;

если по технико-экономическим соображениям целесообразно использование на подстанции двух средних напряжений;

если для покрытия нагрузки недостаточно предельной мощности двух автотрансформаторов по существующей шкале;

если вариант групп из двух спаренных трехфазных автотрансформаторов имеет технико-экономические преимущества по сравнению с группами из однофазных трансформаторов.

Мощность трансформаторов выбирается по нагрузке пятого года эксплуатации подстанции, считая с года ввода первого трансформатора.

Аварийные перегрузки трансформаторов допускаются двух видов: кратковременные и длительные. Вне зависимости от предшествующей нагрузки и температуры охлаждающей среды допускается аварийная перегрузка на 30% в течение 120 мин, 45% - 80 мин, 60% - 45 мин, 75% - 20 мин, 100% - 10 мин, 200% - 1,5 мин. В аварийных случаях для трансформаторов системы охлаждения М, Д, ДЦ, Ц допускается также длительная аварийная перегрузка на 40% в течение 5 суток во время максимумов нагрузки общей продолжительностью в сутки не более 6 ч., если коэффициент начальной нагрузки не более 0,93.

С учетом допустимой длительной аварийной перегрузки мощность каждого трансформатора на двухтрансформаторных подстанциях выбирается по выражению

(1)

где берется на 5-й год после ввода трансформатора в работу. Определение путем алгебраического сложения заданных мощностей допустимо, поскольку. Выбираем автотрансформатор АТДЦТН 250 000/500/110 по.

3.2 Расчет токов короткого замыкания

Для выбора электрических аппаратов, токоведущих частей, изоляторов необходимо провести расчет токов короткого замыкания. Электрическая схема замещения приведена на рис. 2. Проводим расчет короткого замыкания в точках К1, К2, К3. (на сторонах высшего, среднего, низшего напряжений).

Расчетная схема замещения для определения токов короткого замыкания

Рисунок 2

Расчет токов короткого замыкания на шинах 500 кВ (К1).

Сопротивление системы при S_Б=100МВА.

Базисный ток кА, тогда ток короткого замыкания равен:

кА. (2)

Расчет короткого замыкания на шинах 110 кВ. Для начала определим параметры схемы замещения

; (3)

; (4)

. (5)

кА. (6)

кА. (7)

Расчет токов короткого замыкания на шинах 10 кВ.

кА; (8)

кА. (9)

Рассчитаем ток утяжеленного режима (в работе один трансформатор):

кА. (10)

3.3 Выбор схем распределительных устройств

3.3.1 Распределительное устройство высшего напряжения

На подстанциях с напряжением 220кВ и выше с числом вводов равном двум целесообразно применить кольцевую схему, а именно схему четырехугольника (квадрата).

Схема РУ ВН

Рисунок 3

Данная схема экономична (четыре выключателя на четыре присоединения), позволяет производить опробование и ревизию любого выключателя без нарушения работы ее элементов. Схема обладает высокой надежностью. Отключение всех присоединений маловероятно, оно может произойти при совпадении ревизии одного из выключателей, например Q₁, повреждении линии W₂ и отказе выключателя второй цепи Q₄. В цепях присоединений линий разъединителей не устанавливают, что упрощает конструкцию ОРУ.

Достоинством всех кольцевых схем является использование разъединителей только для ремонтных работ. Количество операций разъединителями в таких случаях невелико.

К недостаткам кольцевых схем следует отнести более сложный выбор трансформаторов тока, выключателей и разъединителей, установленных в кольце, так как в зависимости от режима работы схемы ток, протекающий по аппаратам, меняется.

3.3.2 Распределительное устройство среднего напряжения

Прежде чем выбрать схему РУ СН необходимо определить число отходящих линий на стороне СН. Предельная экономическая мощность для ВЛ 110 кВ составляет 29,7МВт на одну цепь, а допустимая длительная мощность по нагреву составляет 75,2 МВА (из [1]). Тогда определим число линий

Принимаем. При обрыве одной из линий по одной цепи будет проходить следующая мощность

МВА. (11)

Полученное значение меньше допустимой длительной мощности по нагреву.

При числе отходящих линий равном 9 по рекомендациям выберем схему с одной рабочей и обходной системами шин с отдельными обходным и секционным выключателями. Это позволяет сохранить работу присоединений при ремонте любого из рабочих выключателей.

трансформатор подстанция ток

Схема РУ СН

Рисунок 4

Одним из важных требований к схемам является создание условий для ревизий и опробований выключателей без перерыва работы. Этим требованиям данная схема отвечает в полной мере. В нормальном режиме обходная система шин АО находится без напряжения, разъединители, соединяющие линии и трансформаторы с обходной системой шин отключены. В схеме предусматривается обходной выключатель Q0, который может быть присоединен к любой секции с помощью развилки из двух разъединителей.

К недостаткам данной схемы относится то, что ремонт секции связан с отключением всех линий, присоединенных к данной секции, и одного трансформатора.

3.3.3 Распределительное устройство низшего напряжения

В качестве РУ НН примем схему с одной секционированной системой сборных шин (Рисунок 5). Основной причиной, определяющей такой режим работы, является требование снижения токов короткого замыкания, хотя в этом случае отказ от непосредственной параллельной работы трансформаторов имеет свои отрицательные последствия: разные уровни напряжения по секциям, неравномерная загрузка трансформаторов и т. п. В данной схеме в нормальном режиме работы секционный выключатель отключен.

Достоинствами данной схемы являются простота, наглядность, экономичность, достаточно высокая надежность.

К недостаткам можно отнести то, что при повреждении и последующем ремонте одной из секций ответственные потребители, нормально питающиеся от обеих секций, остаются без резерва, а потребители, нерезервированные по сети, отключаются на все время ремонта.

Схема РУ НН

Рисунок 5

3.4 Ограничение токов короткого замыкания

Анализируя значения, полученные при расчете токов короткого замыкания, видно, что ограничивать их нет необходимости, поскольку имеется оборудование, рассчитанное на подобные токи.

3.5 Выбор коммутационных аппаратов, токоведущих частей, изоляторов, средств контроля и измерения

3.5.1 Распределительное устройство высшего напряжения

Выключатели и разъединители. При выборе выключателей, как и прочего оборудования, будем стремиться к однотипности, что упрощает монтаж и эксплуатацию.

Максимальные токи продолжительного режима в цепях силового трансформатора определим из условия, что один трансформатор нагружен на полную мощность из-за выхода из строя второго трансформатора

А. (12)

Максимальные токи продолжительного режима в цепях вводов (рабочих выключателей) определим из условия, что один из вводов нагружен на полную мощность подстанции

А. (13)

Расчетный ток короткого замыкания — ток на шинах ВН в точке К1 (см. 3.2. Расчет токов короткого замыкания). Из предложенных в выпускаемых промышленностью выключателей выберем выключатель ВВБК-500−50/3200У1. Данные по выключателю приведены в таблице 1, где также приведены расчетные данные и выражения для расчета. Необходимые пояснения к расчету приведены ниже.

Выключатели и разъединители для РУ ВНТаблица 1

Собственное время отключения данного выключателя с. Тогда расчетное время отключения

с, (14)

где — минимальное время действия релейной защиты.

Определим ударный ток короткого замыкания в точке К1

кА, (15)

где — ударный коэффициент, принятый равным 1,85 по рекомендациям.

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов

кА. (16)

Постоянная времени взята по рекомендациям. Апериодическая же составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов, гарантированная заводом-изготовителем

кА, (17)

где — нормированное содержание апериодической составляющей, взятое из. Условия и выполнены, то есть проверки по полному току не требуется.

Тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания определяется

кА²с, (18)

где с; - время действия релейной защиты, принятое равным 0,1с по [2]; - полное время отключения выключателя, берется по каталогу.

Термическая стойкость выключателя по каталогу:

кА²с. (19)

Выберем из каталога разъединители РНДЗ-500/3200 У1 с приводом ПДН-1У1. Характеристики разъединителя приведены в таблице 1.

Трансформаторы тока. Выбор трансформаторов тока проводят по напряжению установки, по току, по конструкции и классу точности; проверяют по электродинамической стойкости, по термической стойкости и по вторичной нагрузке. Данные расчетов для выбора трансформатора приведены в таблице 2.

Трансформаторы токкат Таблица 2

Выберем трансформаторы тока ТФЗМ500-У1. Эти трансформаторы имеют 4 вторичные обмотки с номинальным током 1А. Одна из обмоток имеет класс точности 0,5 и предназначена для подключения измерительных приборов. Произведем проверку трансформатора тока по вторичной нагрузке. На рисунке 6 показано размещение приборов в цепях подстанции. Перечень приборов и их место установки взяты из.

Измерительные приборы в цепях подстанции на стороне ВН

Рисунок 6

В линии 500 кВ устанавливаются амперметры в каждой фазе, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой, осциллограф, фиксирующий прибор для определения места короткого замыкания, датчики активной и реактивной мощности. В нейтраль автотрансформатора устанавливается амперметр. Схема подключения приборов изображена на рисунке 7.

Схема подключения приборов к трансформаторам тока

Рисунок 7

Вторичная нагрузка трансформаторов тока приведена в таблице 3.

Вторичная нагрузка трансформаторов тока Таблица 3

Общее сопротивление приборов:

Ом, (20)

где — суммарная мощность приборов, подключенных к трансформатору тока: — номинальный вторичный ток. Самые загруженные трансформаторы тока установлены в фазах, А и С.

Допустимое значение сопротивления проводов:

О (21)

где — номинальная нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности, равна 30 Ом (из каталога); - сопротивление контактов принимаем равным 0,1 Ом, поскольку число приборов больше 3. В качестве соединительных проводов применяем многожильные контрольные кабели с сечением (по условию прочности) не менее 4 мм². Приблизительная длина кабеля для РУ 500 кВ принимается равной 160 м [2], тогда сечение

мм². (22)

Принимаем к установке контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 4 мм².

Трансформаторы напряжения. Трансформаторы напряжения для питания электроизмерительных приборов выбираются по напряжению установки, по конструкции и схеме соединения обмоток, по классу точности, по вторичной нагрузке. Трансформаторы напряжения запитываются от сборных шин РУ.

Примем к установке трансформаторы типа НДЕ-500. Трансформаторы имеют две вторичных обмотки: основную на В и дополнительную на 100 В. Для класса точности 0,5 трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 300 ВА.

Проверим, подходит ли этот трансформатор по вторичной нагрузке. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения приведена в таблице 4.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения Таблица 4

Суммарная потребляемая мощность 52 ВА обеспечит заданный класс точности.

Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм².

Токоведущие части РУ ВН. В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. В общем случае проводится проверка по экономической плотности тока, по допустимому току при работе в максимальном режиме, а также выбранное сечение проверяется на термическое действие тока короткого замыкания. Для нашего случая необходимо выполнить только проверку по допустимому току в максимальном режиме, поскольку сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений проверке по экономической плотности тока не подлежат. Также и шины, выполненные голыми проводами на открытом воздухе, на термическое действие тока короткого замыкания не проверяются. При напряжении 500 кВ используются расщепленные на 3 провода фазы для соответствия требованиям по условию короны (минимально допустимое по условиям коронирования сечение для напряжения 500кВ — 3 х АС 300/66 [1]). Всем предъявленным требованиям удовлетворяет провод марки АС-400/22.

Токоведущие части РУ ВН Таблица 5

Согласно ПУЭ при токах трехфазного короткого замыкания 20кА и более гибкие шины РУ следует проверять на исключения возможности схлестывания в результате динамического действия тока КЗ. Порядок проверки приведен в. Поскольку для нашего случая ток трехфазного короткого замыкания не превышает 20кА, то такую проверку мы проводить не будем. Ограничимся лишь констатацией ряда требований, которые должны быть выполнены при проектировании, если токи КЗ превышают 20кА: так расстояние между фазами при напряжении 500 кВ должно составлять не менее 6 м; наименьшее допустимое расстояние в свету между соседними фазами в момент их наибольшего сближения должно составлять (для ОРУ) 2 м.

3.5.2 Распределительное устройство среднего напряжения

Выключатели и разъединители. Выбор выключателей и разъединителей на стороне среднего напряжения производится аналогично выбору на стороне высшего напряжения.

Максимальные токи продолжительного режима в цепях силового трансформатора определим из условия, что один трансформатор нагружен на полную мощность из-за выхода из строя второго трансформатора

А. (23)

Максимальные токи продолжительного режима для линий (цепей рабочих выключателей) определим из условия, что одна из линий отключена (нагрузка равномерно распределена по всем линиям)

А. (24)

Расчетный ток короткого замыкания — ток на шинах СН в точке К2 (см. 3.2. Расчет токов короткого замыкания). Уровень максимальных токов длительных режимов таков, что к установке принимаем один тип выключателей. Из предложенных в выпускаемых промышленностью выключателей выберем выключатель ВВБМ-110Б-31,5/2000У1. Данные по выключателю приведены в таблице 6, где также приведены расчетные данные и выражения для расчета. Необходимые пояснения к расчету приведены ниже.

Выключатели и разъединители для РУ СН Таблица 6

Собственное время отключения данного выключателя с. Тогда расчетное время отключения

с, (25)

где — минимальное время действия релейной защиты.

Определим ударный ток короткого замыкания в точке К2:

кА. (26)

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов

кА. (27)

Постоянная времени взята по рекомендациям. Апериодическая же составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов, гарантированная заводом-изготовителем

кА, (28)

где — нормированное содержание апериодической составляющей, взятое из. Условия и выполнены, то есть проверки по полному току не требуется.

Тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания определяется

кА²с, (29)

где с; - время действия релейной защиты, принятое равным 0,1с по [2]; - полное время отключения выключателя, берется по каталогу.

Термическая стойкость выключателя по каталогу

кА²с. (30)

Выберем из каталога разъединители РНДЗ-110/2000 У1 с приводом ПДН-1У1. Характеристики разъединителя приведены в таблице 6.

Трансформаторы тока. Выбор трансформаторов тока проводят по напряжению установки, по току, по конструкции и классу точности; трансформаторы проверяют по электродинамической стойкости, по термической стойкости и по вторичной нагрузке. Данные расчетов для выбора трансформаторов приведены в таблице 7.

Трансформаторы тока Таблица 7

Выберем трансформаторы тока ТФЗМ110Б-III У1 для установки в цепь силового трансформатора и трансформаторы ТФЗМ110Б-I У1 для установки в линии. Эти трансформаторы имеют 3 вторичные обмотки с номинальным током 5А. Одна из обмоток имеет класс точности 0,5 и предназначена для подключения измерительных приборов. Произведем проверку трансформаторов тока по вторичной нагрузке. На рисунке 8 показано размещение приборов в цепях подстанции. Перечень приборов и их место установки взяты из.

Измерительные приборы в цепях подстанции на стороне СН

Рисунок 8

Схема подключения приборов к трансформаторам тока была изображена на рисунке 7.

Вторичная нагрузка трансформаторов тока приведена в таблице 8.

Вторичная нагрузка трансформаторов тока Таблица 8

Общее сопротивление приборов

Ом, (31)

где — суммарная мощность приборов, подключенных к трансформатору тока; - номинальный вторичный ток (одинаков для обоих типов трансформаторов). Самые загруженные трансформаторы тока установлены в фазах, А и С.

Допустимое значение сопротивления проводов

Ом, (32)

где — номинальная нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности (одинакова для обоих типов трансформаторов), равна 1,2 Ом (из [2]); - сопротивление контактов принимаем равным 0,1 Ом, поскольку число приборов больше 3. В качестве соединительных проводов применяем многожильные контрольные кабели с сечением (по условию прочности) не менее 4 мм². Приблизительная длина кабеля для РУ 110 кВ принимается равной 80 м [2], тогда сечение

мм². (33)

Принимаем к установке контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 4 мм².

Трансформаторы напряжения. Трансформаторы напряжения для питания электроизмерительных приборов выбираются по напряжению установки, по конструкции и схеме соединения обмоток, по классу точности, по вторичной нагрузке. Трансформаторы напряжения запитываются от сборных шин РУ.

Примем к установке трансформаторы типа НКФ-100−57. Трансформаторы имеют две вторичных обмотки: основную на В и дополнительную на 100 В. Для класса точности 0,5 трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 400 ВА, а для класса точности1- 600ВА.

Проверим, подходит ли этот трансформатор по вторичной нагрузке. Вторичная нагрузка трансформатора напряжения приведена в таблице 9.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения Таблица 9

Суммарная потребляемая мощность 227 ВА обеспечит заданный класс точности.

Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм².

Токоведущие части РУ СН. В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. Для нашего случая необходимо выполнить только проверку по допустимому току в максимальном режиме, поскольку сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений проверке по экономической плотности тока не подлежат. Также шины, выполненные голыми проводами на открытом воздухе, на термическое действие тока короткого замыкания не проверяются. При напряжении 110 кВ не используют расщепление фаз, поэтому для соответствия требованиям по условию короны необходимо правильно подобрать сечение провода (минимально допустимое по условиям коронирования сечение для напряжения 110кВ — АС 70/11 [1]). Подходящие по всем критериям марки проводов представлены в таблице 10.

Токоведущие части РУ СН Таблица 10

При большой нагрузке в каждой фазе может быть 2−3 провода. Возможно применение сборных жестких шин. Конструкция такого ОРУ 110 кВ разработана Горьковским отделением института «Энергосетьпроект». Сборные шины выполнены трубами, закрепленными на изоляторах ОНС-110−1000, которые установлены на железобетонных опорах высотой 4,6 м. При использовании жестких шин пропадает необходимость в шинных порталах, а также значительно облегчается монтаж.

Согласно ПУЭ при токах трехфазного короткого замыкания 20кА и более гибкие шины РУ следует проверять на исключения возможности схлестывания в результате динамического действия тока КЗ. Порядок проверки приведен в. Поскольку для нашего случая ток трехфазного короткого замыкания не превышает 20кА, то такую проверку мы проводить не будем. Ограничимся лишь констатацией ряда требований, которые должны быть выполнены при проектировании, если токи КЗ превышают 20кА: так расстояние между фаз при напряжении 110 кВ должно составлять не менее 3 м; наименьшее допустимое расстояние в свету между соседними фазами в момент их наибольшего сближения должно составлять (для ОРУ) 0,45 м.

3.5.3 Распределительное устройство низшего напряжения

Выключатели и разъединители. Выбор выключателей и разъединителей на стороне низшего напряжения производится аналогично выбору на стороне высшего и среднего напряжений.

Максимальные токи продолжительного режима в водах РУ НН и в секционном выключателе определим из условия, что один трансформатор нагружен на полную мощность из-за выхода из строя второго трансформатора

А. (34)

Максимальные токи продолжительного режима для линий определим из условия, что к каждому потребителю идет по две линии и одна из линий отключена (потребители 1^ой категории)

А. (35)

Расчетный ток короткого замыкания — ток на шинах НН в точке К3 (см. 3.2. Расчет токов короткого замыкания). Уровень максимальных токов длительных режимов, периодической составляющей тока короткого замыкания в начальный момент времени и значения ударного тока таковы, что к установке следует принять выключатели типа МГГ-10−5000−63КУ3. Данные по выключателю приведены в таблице 11, где также приведены расчетные данные и выражения для расчета. Необходимые пояснения к расчету приведены ниже.

Выключатели и разъединители для РУ НН Таблица 11

Время отключения данного выключателя с. Тогда расчетное время отключения

с, (36)

где — минимальное время действия релейной защиты.

Определим ударный ток короткого замыкания в точке К3:

кА. (37)

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов

кА. (38)

Постоянная времени взята по рекомендациям. Апериодическая же составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов заводом-изготовителем не устанавливается (), поэтому проведем проверку по полному току

(39)

Тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания определяется

кА²с, (40)

где с; - время действия релейной защиты, принятое равным 0,1с по [2]; - полное время отключения выключателя, берется по каталогу.

Термическая стойкость выключателя по каталогу:

кА²с. (41)

Принимаем к установке на стороне 10 кВ комплектное распределительное устройство для внутренней установки типа КР10-Д10, применяемое для РУ мощных трансформаторных подстанций. Поскольку завод-изготовитель гарантирует необходимые параметры разъединителей для нормальной работы совместно с выключателем, то проверку разъединителей проводить не будем.

Трансформаторы тока. Выбор трансформаторов тока проводят по напряжению установки, по току, по конструкции и классу точности, трансформаторы проверяют по электродинамической стойкости, по термической стойкости и по вторичной нагрузке. Данные расчетов для выбора трансформаторов приведены в таблице 12.

Трансформаторы тока Таблица 12

* Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства, поэтому такие трансформаторы тока по этому условию не проверяются.

Трансформаторы тока в шкафу КР10-Д10 встроенные типа ТШЛ-10У3, ТЛ10-IIУ3 и ТЗЛМУ3 (для установки в цепях защиты от замыканий на землю). Для установки в шкафах выключателей ЛЭП выберем трансформаторы тока ТЛ10-IIУ3; ТШЛ-10У3 выбираем для установки в шкафах трансформаторного и секционного выключателей. Эти трансформаторы имеют 2 вторичные обмотки с номинальным током 5А. Одна из обмоток имеет класс точности 0,5 и предназначена для подключения измерительных приборов. Произведем проверку трансформаторов тока по вторичной нагрузке. На рисунке 9 показано размещение приборов в цепях подстанции. Перечень приборов и их место установки взяты из.

Измерительные приборы в цепях подстанции на стороне НН Приборы в цепях сборных шин всех напряжений устанавливаются на каждой секции или системе шин. В каждую секцию или систему шин отдельно устанавливается свой трансформатор напряжения. Размещение приборов на сторонах ВН и СН показано для одной секции или системы шин.

Рисунок 9

Схема подключения приборов к трансформатору тока была изображена на рисунке 7.

Вторичная нагрузка трансформаторов тока приведена в таблице 13.

Вторичная нагрузка трансформаторов тока Таблица 13

Общее сопротивление приборов

Ом, (42)

где — суммарная мощность приборов, подключенных к трансформатору тока: — номинальный вторичный ток (одинаков для обоих типов трансформаторов).

Допустимое значение сопротивления проводов

О (43)

Ом, (44)

где — номинальная нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности 0,5; - сопротивление контактов принимаем равным 0,1 Ом, поскольку число приборов больше 3. Приблизительная длина кабеля для цепей РУ 10 кВ кроме линий к потребителям принимается равной 40 м, а длина кабеля для линий 10 кВ к потребителям принимается равной 4 м [2], тогда сечение

мм², (45)

мм². (46)

Принимаем к установке контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 4 мм².

Трансформаторы напряжения. Примем к установке однофазные трехобмоточные трансформаторы напряжения типа ЗНОЛ-06−10У3 (по техническим данным для выбранного КРУ [11]). Трансформаторы имеют две вторичных обмотки: основную на В и дополнительную на 100/3 В или 100 В. Для класса точности 0,5 трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 75 ВА, а для класса точности1- 150ВА.

Проверим, подходит ли этот трансформатор по вторичной нагрузке.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения Таблица 14

Три трансформатора напряжения, соединенных в звезду [2], имеют мощность 3×75 = 225 ВА, что больше мощности вторичной нагрузки. Таким образом трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5.

Для соединения трансформатора напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм².

Токоведущие части РУ НН. Соединение трансформатора с закрытым РУ 6−10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. Выбираем к установке шинный мост из алюминиевых шин. В закрытых РУ 10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются сборными алюминиевыми шинами.

Выберем для установки алюминиевые шины коробчатого сечения.

Шины коробчатого сечения

Выбор сечения шин производится по допустимому току (в пределах РУ шины по экономической плотности тока не выбираются)

.

Принимаем шины 2(75×35×5,5).

Проверка на термическую стойкость при коротком замыкании

(47)

где — минимальное сечение по термической стойкости; q — выбранное сечение; - тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания; С — функция, равная для алюминиевых шин 91. Имеем

Проверка сборных шин на механическую прочность. Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции, поэтому расчет производится без учета колебательного процесса в механической конструкции. Принимаем, что швеллеры шин соединены жестко по всей длине и шины расположены в вершинах прямоугольного треугольника, тогда получим (из [2]):

МПа, (48)

где — максимальное напряжение в материале шин от взаимодействия фаз; l — длина пролета между опорными изоляторами принятая равной 2 м; а — расстояние между фазами принятое равным 0,8 м; - моменты сопротивления двух сращенных шин, см³. Имеем:

МПа

поэтому шины механически прочны.

Выбор изоляторов. В РУ жесткие шины крепятся на опорных и проходных изоляторах. Выбираем опорные изоляторы ОФ-10−2000УЗ, Н, высота изолятора мм.

Проверка на механическую прочность. Максимальная сила, действующая на изгиб по равна

Н. (49)

Поправка на высоту коробчатых шин

. (50)

Имеем .

Выбираем проходной изолятор П-10/3150−4250 с параметрами

кВ;; Н

Проверка на механическую прочность:

. (51)

4. Выбор схемы питания собственных нужд

4.1 Определение мощности потребителей собственных нужд

Приемниками энергии системы собственных нужд подстанции являются электродвигатели системы охлаждения трансформаторов; устройства обогрева выключателей, шкафов; электродвигатели приводов выключателей и разъединителей; компрессорные установки; освещение и отопление; система подзарядки аккумуляторных батарей; система пожаротушения. Наиболее ответственные потребители — оперативные цепи, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения, электроприемники компрессорной. Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая питается от понижающих трансформаторов.

Определяем основные нагрузки собственных нужд подстанции:

Нагрузка собственных нужд подстанции Таблица 15

Расчетная мощность потребителей собственных нужд:

кВА. (52)

При расчете мощности собственных нужд не учитывалась кратковременная нагрузка (электродвигатели приводов выключателей, разъединителей и т. п.). Остальная часть потребителей (система аварийного освещения, системы управления, сигнализации и т. п.) питаются на постоянном оперативном токе от аккумуляторных батарей.

4.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

Прежде всего учтем тот факт, что предельная мощность каждого трансформатора собственных нужд должна быть не более 630 кВА. Также на двухтрансформаторных подстанциях устанавливают два трансформатора собственных нужд. Принимаем к установке два трансформатора единичной мощности: кВА. Тип трансформаторов: ТСЗ-250/10 с вторичным напряжением 0,4кВ.

4.3 Выбор схемы собственных нужд

На подстанциях с оперативным постоянным током трансформаторы собственных нужд присоединяют к шинам 6−35кВ (в нашем случае — 10кВ). Шины 0,4 кВ секционируются для увеличения надежности электроснабжения собственных нужд; секционный разъединитель нормально разомкнут. Цепи и аппараты собственных нужд защищаются плавкими предохранителями и такие цепи и аппараты не подлежат проверке на электродинамическую стойкость токам короткого замыкания.

Схема собственных нужд подстанции

Рисунок 11

Электрическая часть электростанций и подстанций (справочные материалы) / Под ред. Б. Н. Неклепаева — М.: Энергоатомиздат, 1989

Рожкова Л.Д., Козулин В. С. Электрооборудование станций и подстанций.-3-е изд.- М.: Энергоатомиздат, 1987

Лисовская И.Т., Мубаракшин Ф. Х., Хахина Л. В. Выбор электрической аппаратуры, токоведущих частей и изоляторов: Учебное пособие к курсовому и дипломному проектированию. — Челябинск: ЧПИ, 1990

Сенигов П. Н. Расчет токов короткого замыкания в электрических сетях: Учебное пособие к курсовой работе. — Челябинск: ЧПИ, 1986

Неклепаев Б. Н. Главные схемы, схемы собственных нужд и конструкции распредустройств электростанций: Конспект лекций. — М.:МЭИ, 1973

Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: В 2 т./ Под общ. ред. А. А. Федорова.- М.: Энергоатомиздат, 1986

Лисовский Г. С., Хейфиц М. Э. Главные схемы и электротехническое оборудование подстанций 35−750 кВ. М.: Энергия, 1977

Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро. — М.: Энергоатомиздат, 1985

Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для ВУЗов / Под ред. А. А. Васильева. — М.: Энергоатомиздат, 1990

Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для ВУЗов / Под ред. С. В. Усова. — Л.: Энергоатомиздат, 1987

Дорошев К. И. Комплектные распределительные устройства 6−35 кВ.-М.: Энергоиздат, 1982