Районная понизительная подстанция 220/35/10 кВ

Министерство образования и науки Российской Федерации Саратовский Государственный Технический Университет Расчетно-пояснительная записка к курсовому проекту КФБН 1004.XX.XXX ПЗ Районная понизительная подстанция 220/35/10 кВ Разработал:

студент группы ЭПП-41

Васильев Н.О.

Принял:

доцент кафедры ЭПП Куликов В. Д.

Саратов 2011

Реферат

Расчетно-пояснительная записка содержит: 71 страниц, 17 рисунков, 39 таблиц, 13 источников, чертежи — два формата А1.

ПОТРЕБИТЕЛЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ, РАЙОННАЯ ПОНИЗИТЕЛЬНАЯ ПОДСТАНЦИЯ, РАСЧЁТНАЯ НАГРУЗКА, ТРАНСФОРМАТОР, ПОДСТАНЦИЯ, ЭКОНОМИКА, ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ, КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ, ПЕРЕГРУЗКА, СХЕМА, ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ, ЗАЩИТА, ЗАМЫКАНИЕ, АВТОМАТИКА, ЗАЗЕМЛЕНИЕ, МОЛНИЕЗАЩИТА.

В курсовом проекте районной понизительной подстанции для электроснабжения потребителей электрической вопросы проектирования электрической части понизительной подстанции на высшее напряжение 220 кВ, среднее 35 кВ и низшее напряжение 10 кВ, с трёхобмоточными трансформаторами. Рассмотрены различные схемы электрических соединений подстанции, произведен выбор числа и мощности силовых трансформаторов с учетом графиков нагрузок. После этого были рассчитаны токи короткого замыкания, по которым был произведен выбор основного электрооборудования, токоведущих частей, релейной защиты, автоматики, выбор оперативного тока, источников питания, регулирование напряжения на подстанции. Также при выборе основного электрооборудования были использованы каталоги современных производителей.

В результате была спроектирована районная понизительная подстанция, удовлетворяющая требованиям современного энергоснабжения потребителей всех категорий.

1. Характеристика объекта проектирования

2. Обработка графиков нагрузок

3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

4. Технико-экономический расчет по выбору мощности силовых трансформаторов

5. Выбор главной схемы электрических соединений

6. Расчет токов короткого замыкания

7. Выбор основного электрооборудования и токоведущих

8. Выбор релейной защиты и автоматики

9. Измерение и учет электроэнергии

10. Выбор оперативного тока и источников питания

11. Собственные нужды подстанции

12. Регулирование напряжения на подстанции

13. Выбор конструкции распредустройств

14. Заземление подстанции

15. Молниезащита подстанции Заключение Список используемых источников

Системы электроснабжения (СЭС) отличаются от других технических систем рядом особенностей: огромным (до нескольких тысяч) количеством элементов, дискретностью рядов их номинальных параметров и многофункциональностью некоторых из них, случайным характером электрических нагрузок и внешних воздействий, распределением элементов СЭС по значительным территориям, многокритериальностью функций управления и ограничений на управляющие воздействия.

Современные СЭС должны обеспечивать оптимальные значения множества критериев: экономичность, в том числе и энергосбережение, надежность, качество электроэнергии, электробезопасность и ряда других. Причем, каждый из перечисленных критериев оптимальности имеет еще и ряд показателей.

В проекте приводится попытка оптимального проектирования районной понизительной подстанции для электроснабжения потребителей на основе существующих нормативных документов, как базы накопленного интеллектуального, эксплуатационного, организационного и технологического опыта предыдущих поколений энергетиков.

1. Характеристика объекта проектирования Проектируемая понизительная подстанция служит для преобразования и распределения электроэнергии. Так как среди числа потребителей электроэнергии подстанции есть I и II категории, то в цепях подстанции необходимо устанавливать два трансформатора.

Рисунок 1.1- Схема сетевого района

Система (С1):

— мощность короткого замыкания системы: МВА

— номинальное напряжение кВ Генераторы ТЭЦ (G1 — G4) типа ВГС -1525/135−120 [1]:

— номинальная мощность турбогенераторов: МВА

— номинальное напряжение: кВ

— сверхпереходное реактивное сопротивление:

Трансформаторы (Т3, Т4) типа АТДЦТН 125 000/220 [1]:

— номинальная мощность трансформаторов: МВА Нагрузка

— Н1: МВА

— Н5: МВА Длина линий:

— линия W2: км

— линия W4 км

Характеристика потребителей проектируемой подстанции

— максимальная суммарная нагрузка: МВт

— коэффициент мощности нагрузки потребителей:

— номинальное высшее напряжение: кВ

— номинальное среднее напряжение: кВ

— номинальное низшее напряжение:

— количество отходящих линий на стороне СН: штук

— количество отходящих линий на стороне НН: штук Нагрузка потребителей по категориям:

— количество потребителей I категории:

— количество потребителей II категории:

— количество потребителей III категории:

Активная нагрузка потребителей в процентах в течение суток (таблица 1.1).

Графики нагрузок в процентах от максимальной активной нагрузки

Таблица 1.1

Исходные данные для проектирования заземляющего устройства

- удельное сопротивление слоев земли Ом· м

Ом· м

— толщина верхнего слоя земли м

2. Обработка графиков нагрузок

Электрическая нагрузка отдельных потребителей, а следовательно и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электростанций в энергосистеме, непрерывно меняется. Принято отражать этот факт графиком нагрузки, т. е. диаграммой изменения мощности энергоустановки во времени.

По заданным суточным графикам в относительных единицах (P/P_max) и максимальной нагрузки на шинах пониженного напряжения (S_max) строим зимний и летний суточные графики на шинах всех напряжений.

Задаёмся распределением нагрузки между СН и НН — 40/60.

Мощность, потребляемая обмоткой среднего и низшего напряжения МВт, МВт, Приведем данные в МВА в таблице 2.1 для каждой обмотки Таблица 2.1 Активная нагрузка потребителей в МВА в течение суток

Построим суточные графики для каждой обмотки в МВт Рисунок 2.1; Рисунок 2.2; Рисунок 2.3

По зимним суточным графикам вычисляем коэффициенты нагрузки.

Для обмотки высшего напряжения где МВт, Для обмотки среднего напряжения Для обмотки низшего напряжения По суточным графикам нагрузок потребителей в зимний и летний периоды построим годовые графики продолжительности нагрузок для каждой обмотки трансформатора. Продолжительность зимнего периода принимаем 183 суток, летнего — 182.

Рисунок 2.1

Рисунок 2.2

Рисунок 2.3

Для обмотки высшего напряжения

Количество электроэнергии потребляемое проектируемой подстанцией за год вычисляют по формуле МВтч, МВтч, Среднегодовую нагрузку вычисляем по формуле МВт, МВт, Коэффициент заполнения вычисляем по формуле Продолжительность использования максимальной нагрузки ч,

ч, Время набольших потерь за год определяем по графику зависимости времени наибольших потерь от продолжительности использования максимальной нагрузки [1,с 546, Рис. 10,1]

ч

Для обмотки среднего напряжения

Количество электроэнергии потребляемое проектируемой подстанцией МВтч, Среднегодовая нагрузка МВт, Коэффициент заполнения Продолжительность использования максимальной нагрузки ч,

Время набольших потерь за год ч,

Для обмотки низшего напряжения

Количество электроэнергии потребляемое проектируемой подстанцией МВтч, Среднегодовая нагрузка МВт, Коэффициент заполнения Продолжительность использования максимальной нагрузки ч,

Время набольших потерь за год ч

Рисунок 2.4

Рисунок 2.5

Рисунок 2.6

3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на проектируемой подстанции

Определим число трансформаторов, а также рассчитаем их мощности, затем выберем рассчитанные из ряда стандартных в соответствии с ГОСТ 9680–77Е.

Выбор числа устанавливаемых трансформаторов Так как проектируемая подстанция имеет потребителей I и II категорий, то необходимое число устанавливаемых трансформаторов не менее двух.

Номинальная мощность силового трансформатора обеспечивающего бесперебойное питание потребителей,, МВА, вычисляют по формуле

МВА,

МВА,

где — коэффициент допустимой аварийной перегрузки.

Основные параметры выбранных трансформаторов сведем в таблицу 3.1

Таблица 3.1 Основные параметры силовых трансформаторов

4. Технико-экономический расчет по выбору мощности силовых трансформаторов

Рассмотрим вариант с трансформаторами ТДТН-25 000/220

В трехобмоточных трансформаторах годовые потери определяются по формуле

кВтч, где — эквивалентная мощность х.х. трансформатора, кВт, здесь — экономический эквивалент для перевода квар в кВт. Для трансформаторов в районных сетях 35−220 кВ .

— реактивные потери х.х. трансформатора кВт,

, — нагрузочные потери обмоток.

кВт, здесь — реактивные потери к.з. трансформаторов квар, квар, квар, квар, кВт, кВт, кВт

, — полные максимальные мощности обмоток МВА, МВА, МВА кВтч.

Аналогично этому варианту рассчитываем потери трансформаторов ТДТН-40 000/220

кВтЧч.

Рассчитаем чистый дисконтированный доход.

Для этого капиталовложения разделим на три первых года, при чем в первый год построено на сумму 30% от вех капиталовложений, во второй 30%, и в третий 40%.

Выручка подсчитывается по формуле руб.

где — количество электроэнергии, переданное через подстанцию за год, кВтч/год.

— индекс к стоимости объема передаваемой электроэнергии,

— тариф на электроэнергию, руб./кВтч Стоимость потерь за год вычисляют по формуле руб.

где — количество потерь электроэнергии за год МВт.

Затраты на обслуживание вычисляют по формуле

руб.

где — капиталовложения, руб.

Прибыль от реализации руб.

Налоги и сборы руб.

Удельная себестоимость руб./кВтч где — налоги и сборы.

Чистый доход без дисконтирования руб.

Чистый дисконтированный доход (ЧДД) для времени рассчитывается по формуле руб.

где — коэффициент дисконтирования.

В случае отсутствия альтернативного варианта эффективность проекта определяется положительной величиной ЧДД, а также, если ИД>1. Если ЧДД отрицателен или ИД< 1, то проект считается неэффективным.

В итоге делаем вывод об эффективности одного варианта системы электроснабжения относительно другого.

Экономическая оценка вариантов систем электроснабжения промышленного предприятия, города, района проводится в интервале 13 лет (Т=13). Строительство системы электроснабжения длится 3 года, эксплуатация начинается с 3-го года рассматриваемого периода Т. Норма дисконта Е составляет 10% во всех вариантах.

Капитальные вложения (K_t), затраты на потери электроэнергии (И_эt) эксплуатационное обслуживание (И), а также другие показатели определены согласно методикам ТЭР в энергетике [2,10,11] и приведены по годам рассматриваемого периода.

К₁=2*9950*3=59 700 тыс. руб.; К₂= 2*11 125*3=66 750 тыс. руб.

Данные расчетов запишем в таблицу 4.1 и таблицу 4.2 и изобразим в виде графика рисунок 4.1.

Таблица 4.1 Технико-экономические показатели варианта с трансформаторами ТДТН-25 000/220

Таблица 4.2 Технико-экономические показатели варианта с трансформаторами ТДТН-40 000/220

Рисунок 4.1- Сроки окупаемости обоих вариантов

Сравним полученные результаты

Таблица 4.1

Мощность, при которой экономически целесообразно отключить один из n трансформаторов, определим по формуле:

МВА

Для дальнейшего рассмотрения выберем вариант с трансформаторами ТДТН-25 000/220

Проверим трансформаторы на длительные допустимые перегрузки

Выбранный трансформатор ТДТН-25 000/220 необходимо проверить на допустимые систематические нагрузки. Такая проверка проводиться с помощью графиков нагрузочной способности трансформаторов, приведенных в ГОСТ 1409–69. Заданный суточный график преобразуем в эквивалентный (в тепловом отношении) двухступенчатый.

Относительная нагрузка первой ступени графика определяется по формуле

МВА

Рисунок 4.1

По графику нагрузочной способности трансформатора [2], для температуры охлаждающей среды и системы охлаждения Д имеем:

1,18>0.75

Значит, трансформатор ТДТН 25 000/220 может работать в рассматриваемом режиме неограниченное время.

5. Выбор главной схемы электрических соединений

Главная схема электрических соединений подстанции — это совокупность основного электрооборудования (трансформаторы, линии, выключатели, разъединители и т. д.), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.

Мощность трансформаторов подстанций с отделителями и короткозамыкателями ограничивается номинальным током отделителей, при напряжении 35 кВ, 630 А. Поэтому перед тем, как приступить к выбору схему, необходимо вычислить величину максимального рабочего тока в цепи трансформатора

кА За счет большого числа потребителей I и II категории, которые составляют 70%, от общего числа потребителей, выбираем схему РУ 220 кВ «Мостик с выключателями и ремонтной перемычкой со стороны трансформатора», схема РУ 35 кВ «Одна рабочая секционированная выключателем система шин», схема РУ 10 кВ «Одна рабочая секционированная выключателем система шин».

Рисунок 5.1- главная схема электрических соединений.

6. Расчет токов короткого замыкания

Расчеты токов КЗ производятся по для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки установок релейной защиты и автоматики.

Основная цель расчета токов короткого замыкания состоит в определение периодической составляющей тока КЗ для наиболее тяжелого режима сети. Учет апериодической составляющей производят приближенно, допуская при этом, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе.

Выберем расчетное время КЗ, которое необходимо для:

1) проверки электрооборудования на электродинамическую стойкость — t_расч=0 сек (для определения периодической слагающей тока трехфазного КЗ) и t_расч=0,01 сек (для ударного тока трехфазного КЗ);

2) проверки электрооборудования на термическую стойкость, вычисляют по формуле

с

где — расчетное время срабатывания релейной защиты (определяется по условиям селективности); можно принять равным с;

— собственное время отключения выключателя вместе с приводом; можно принять равным с.

3) проверка на отключающую способность вычисляют по формуле

с

где — основное время срабатывания релейной защиты (определяется по условиям селективности); можно принять равным, с.

Для заданной схемы сетевого района (рисунок 1.1) составим однолинейную схему замещения (рисунок 6.1), в которую войдут все источники питания, участвующие в питании места КЗ, и все элементы электроснабжения (трансформаторы, воздушные линии), расположенные между источниками и местом КЗ. В схему не войдут нагрузки, так как они удалены от места КЗ и практически не влияют в «подпитки» КЗ.

Расчеты сопротивлений для однолинейной схемы производят в относительных единицах с приближенным приведением, так как они являются наиболее удобными при исследовании сложных схем с несколькими ступенями напряжений.

В расчетах для упрощения индекс (*) опускаем, подразумевая, что все полученные значения сопротивлений даются в относительных единицах и приведены к базовым условиям.

Рисунок 6.1- Однолинейная схема замещения сетевого района

Примем базисные условия: (МВА), кВ, кА Расчет сопротивления системы (C1), выполняют по формуле

Расчет сопротивлений линий (W2, W4), выполняют по формуле где — среднее удельное сопротивление воздушных линий на 1 км длины, по [2, таблица 3.3] для линий 6 — 220 кВ ,

Расчет сопротивления генераторов (G1 — G4), выполняют по формуле где — сверхпереходное сопротивление генератора.

Расчет сопротивлений трансформаторов (Т3, Т4), ,, выполняют по формулам где — напряжение КЗ соответствующей обмотки

Рассчитаем токи КЗ для точки К1.

Путем постепенного преобразования приведем схему замещения к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питания или группа источников, характеризующиеся определенным значением результирующей ЭДС, были связаны с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением.

Упростим схему от системы Упростим схему от ГЭС Результирующее сопротивление относительно места КЗ, вычисляют по формуле Принимая относительное значение периодической составляющей тока в месте КЗ за единицу, найдем коэффициенты распределения, т. е. долю участия в токе КЗ каждого источника, С_С и С_ТЭЦ, по формуле, принимая

Рисунок 6.2

Найдем начальные значения периодических составляющих тока КЗ по ветвям

- для системы (С1):

кА

- для турбогенераторов (G1-G4)

Так как, то искомую величину, определим по расчетным кривым [1, рисунок 1.7]

для с для с Периодические составляющие тока КЗ по ветвям в именованных единицах для, вычисляют по формулам

для скА, для скА, где — общее количество генераторов,

Суммарный ток суммарный ток КЗ в точке К1, вычисляют по формуле кА кА, Ударный ток, который наступает обычно через 0,01 с. после начала процесса КЗ вычисляют по формуле кА, где — ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени цепи КЗ, принимается, [1,с 150, таблица 3.8]

Апериодическую составляющую тока определим по формуле:

кА Результаты расчетов токов короткого замыкания сведем в таблицу 6.1.

Рассчитаем токи КЗ для точки К2.

Примем базисные условия: (МВА), кВ,

кА Сопротивление элементов схемы остаются без изменений, только для проектируемой подстанции добавляются сопротивление обмоток высшего и среднего напряжений.

Результирующее сопротивление относительно места КЗ

Принимая относительное значение периодической составляющей тока в месте КЗ за единицу, найдем коэффициенты распределения, т. е. долю участия в токе КЗ каждого источника, С_С и С_ТЭЦ, по формуле

Рисунок 6.3

Найдем начальные значения периодических составляющих тока КЗ по ветвям

- для системы (С1):

кА

- для турбогенераторов (G1-G4):

кА суммарный ток КЗ в точке К2, вычисляют по формуле кА ударный ток КЗ,, вычисляют по формуле кА,

Апериодическую составляющую тока определим по формуле:

кА Результаты расчетов токов короткого замыкания сведем в таблицу 6.1.

Рассчитаем токи КЗ для точки К3.

Примем базисные условия:(МВА), кВ кА Результирующее сопротивление относительно места КЗ

где — эквивалентное сопротивление всех источников питания относительно точки 1 однолинейной схемы замещения.

Принимая относительное значение периодической составляющей тока в месте КЗ за единицу, найдем коэффициенты распределения, т. е. долю участия в токе КЗ каждого источника, С_С и С_ТЭЦ, по формуле

Рисунок 6.4

Найдем начальные значения периодических составляющих тока КЗ по ветвям

- для системы (С1):

кА

- для турбогенераторов (G1-G4):

кА Суммарный ток КЗ в точке К3, вычисляют по формуле кА, Ударный ток КЗ,, вычисляют по формуле

кА, Апериодическую составляющую тока определим по формуле:

кА Результаты расчетов токов короткого замыкания сведем в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 Результаты расчетов токов короткого замыкания в кА

7. Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей

понизительный подстанция электроснабжение трансформатор

Расчет токов продолжительного режима

Продолжительный режим работы устройства электротехнического устройства — это режим, продолжающийся не менее, чем необходимо для достижения установившейся температуры его частей при неизменной температуре охлаждающей среды

Цепь трехобмоточного трансформатора на подстанции. На стороне ВН, НН и СН токи нагрузки, ,, ,, , вычисляют по формулам На стороне ВН:

А, А;

На стороне СН:

А, А;

На стороне НН:

А, А;

На отходящих фидерах СН:

А;

А.

На отходящих фидерах НН:

А;

А.

где — количество отходящих линий.

Полученные данные по расчетам токов в продолжительных режимах сведем в таблицу 7.1

Таблица 7.1 Расчетные токи продолжительных режимов в А

Выбор шин распределительных устройств и силовых кабелей. Выбор жестких шин

В закрытых РУ 6−10 кВ и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках. Так как расчетный ток А, то применяются однои двухполосные шины.

мм²

где А/мм² для Т_max=5000−8760 ч Выбираем однополосные алюминиевые шины прямоугольного сечения 8010 мм расположенные на ребро, окрашенные.

Проверка жестких шин

1) По допустимому току на шины выбранного сечения АА

2) Проверка сборных шин на термическую стойкость По таблице 6.1 А, тогда тепловой импульс тока КЗ, находят по формуле кА²с, где — постоянная времени затухания; на стороне низшего напряжения можно принять равным [2]

Минимальное сечение по условию термической стойкости, вычисляют по формуле

мм²,

где С — постоянная для алюминиевых шин, принимаем по, Ас^½/мм².

что меньше выбранного сечения 8010 мм

3) Проверка шин на механическую прочность По таблице 6.1 А.

Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ, вычисляют по формуле

Н,

где — расстояние между соседними фазами; можно принять м.

Момент сопротивления прямоугольной шины расположенной на ребро относительно оси перпендикулярной действию усилия, м³, вычисляют по формуле

м³,

гдеh — высота однополосной шины прямоугольного сечения (см. п. 7.1); см; b — ширина однополосной шины прямоугольного сечения (см. п. 7.1); см.

Напряжение в материале однополосной шины прямоугольного сечения, возникающее при воздействии изгибающего момента, вычисляют по формуле

МПа,

где — длина пролета между опорными изоляторами вдоль шинной конструкции, м.

Таким образом, МПаМПа, [2], следовательно, шины механически прочны.

Результаты расчетов по выбору жестких шин сведем в таблицу 7.2.

Выбираем на стороне ВН трубчатые шины по А,[3] принимаем алюминиевые трубы со следующими параметрами:

мм, мм, А Проверка трубчатых шин

1)По допустимому току на шины выбранного сечения АА

2)Проверка сборных шин на термическую стойкость По таблице 6.1 А, тогда тепловой импульс тока КЗ, находят по формуле кА²с, где — постоянная времени затухания; на стороне низшего напряжения можно принять равным [2]

Минимальное сечение по условию термической стойкости, вычисляют по формуле

мм²,

где С — постоянная для алюминиевых шин, принимаем по [3, таблица 3.14], Ас^½/мм².

3)Проверка шин на механическую прочность По таблице 6.1 А.

Момент сопротивления трубчатой шины, м³, вычисляют по формуле

м³,

Н м

МПа Таким образом, МПаМПа, [2], следовательно, шины механически прочны.

Выбор гибких шин

В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами марки АС. Сечения отдельных проводов в пучке рекомендуется выбирать возможно большими (500, 600 мм²), так как это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.

Гибкие провода применяются для соединения блочных трансформаторов с ОРУ.

Выбор гибких шин ВН Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке.

По таблице 7.1 наибольший ток нормального режима А.

По принимаем провод марки АС-70/11, наружный диаметр провода мм, допустимой токовой нагрузкой А.

Проверка гибких шин ВН

1) Проверку гибких шин на нагрев (по допустимому току)

АA

2) Проверка на термическую стойкость не производится т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

3) Проверку гибких шин электродинамическую стойкость не производим, ввиду больших расстояний между фазами и незначительных при этом сил взаимодействия. (выбранное сечение удовлетворяет условию проверки на коронирование) Результаты расчетов по выбору гибких шин на стороне ВН сведем в таблицу 7.2

Выбор гибких шин СН По таблице 7.1 наибольший ток нормального режима А.

По принимаем провод марки АС-150/19, сечением мм², наружный диаметр провода мм, допустимой токовой нагрузкой А.

Проверка гибких шин СН

1) Проверку гибких шин на нагрев (по допустимому току)

АA

2) Проверка на термическую стойкость не производится т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

3) Проверку гибких шин электродинамическую стойкость не производим, ввиду больших расстояний между фазами и незначительных при этом сил взаимодействия.

4) Проверку гибких шин на коронирование производим по условиям:

кВ/см

кВ/см см расстояние между фазами для 35 кВ — 1,5 м

2,9104<29,241.

(выбранное сечение удовлетворяет условию проверки на коронирование) Результаты расчетов по выбору гибких шин на стороне СН сведем в таблицу 7.2

Выбор кабелей на отходящих фидерах

Кабели широко применяются в электроустановках. Потребители 6−10 кВ, как правило, получают питание по кабельным линиям, которые сначала прокладываются в кабельных туннелях в распределительном устройстве, а затем в земле (в траншеях). Для присоединений потребителей собственных нужд подстанций к соответствующим шинам также используются кабели 6 и 0,4 кВ. Эти кабели прокладываются в кабельных полуэтажах, кабельных туннелях, на металлических лотках, укрепленных на стенах и конструкциях здания или открытого распределительного устройства.

Выбор кабелей на отходящих фидерах НН По таблице 7.1 наибольший ток нормального режимаА.

Выбираем кабель ААШв, кВ Рассчитаем экономическое сечение, по экономической плотности тока А/мм² [3]

мм²

По принимаем трехжильный кабель 395 мм², сечением мм², допустимой токовой нагрузкой А,

Проверка кабелей на отходящих фидерах НН

1) Проверку кабелей на нагрев (по допустимому току) выполняют по формуле

А

2) Для проверки кабеля по термической стойкости определяем тепловой импульс, тока

кА²с

Минимальное сечение по условию термической стойкости, вычисляют по формуле

мм²,

Где С — постоянная для кабелей с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами, принимаем по, Ас^½/мм².

Что меньше выбранного сечения 95 мм²;

Результаты расчетов по выбору кабелей на отходящих фидерах НН сведем в таблицу 7.2.

Выбор проводов на отходящих фидерах СН По таблице 7.1 наибольший ток нормального режимаА.

Выбираем воздушные линии, кВ Рассчитаем экономическое сечение, по экономической плотности тока А/мм² [3]

мм²

По принимаем АС 35/6,2, сечением мм², допустимой токовой нагрузкой А,

Проверку кабелей на нагрев (по допустимому току) выполняют по формуле

А

Результаты расчетов по выбору кабелей на отходящих фидерах СН сведем в таблицу 7.2.

Выбор вводных шин на стороне НН Выбор производим по допустимой токовой нагрузке, принимаем АС-700/86 со следующими параметрами

А < A

Выбор вводных шин на стороне CН Выбор производим по допустимой токовой нагрузке, принимаем АС-70/11 со следующими параметрами

А < A

Таблица 7.2 Результаты расчетов сборных шин токопроводов и кабелей

Выбор изоляторов

В распределительных устройствах шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах.

Выбор опорных изоляторов

Опорные изоляторы предназначены для изоляции и крепления шин или токоведущих частей аппаратов на заземленных металлических или бетонных конструкциях, а также для крепления проводов воздушных линий на опорах.

По выбираем опорные изоляторы внутренней установки на напряжение кВ ИОС-10−3,75 УЗ, с минимальной разрушающей силой на изгиб Н, высота изолятора мм.

Проверка опорных изоляторов

1) Проверим изоляторы по допустимой нагрузке Максимальную силу, действующую на изгиб, при горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз вычисляют по формуле

Н,

Поправку на высоту жестких шин расположенных на ребро, вычисляют по формуле

Разрушающую нагрузка на изгиб, вычисляют по формуле

Н

что меньше допустимого Н.

Результаты расчетов опорных изоляторов на сборных шинах сведем в таблицу 7.3.

По выбираем опорные изоляторы внешней установки на напряжение кВ С4−950 1 УХЛ, Т1, с минимальной разрушающей силой на изгиб Н, высота изолятора мм.

Проверка опорных изоляторов

2) Проверим изоляторы по допустимой нагрузке Максимальную силу, действующую на изгиб, при горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз вычисляют по формуле

Н,

Поправку на высоту жестких шин расположенных на ребро, вычисляют по формуле

Разрушающая нагрузка на изгиб, вычисляют по формуле

Н

что меньше допустимого Н.

Результаты расчетов опорных изоляторов на сборных шинах сведем в таблицу 7.3.

Выбор проходных изоляторов

Проходные изоляторы предназначены для проведения проводника сквозь заземленные кожухи трансформаторов и аппаратов, стены и перекрытия зданий.

Выбор проходных изоляторов на стороне НН По наибольшему току, А из выбираем проходные изоляторы на напряжение кВ ИП-10/1600−3000,У, ХЛ, Т2 с допустимым номинальным током А, с минимальной разрушающей силой на изгиб Н, длина изолятора мм.

Проверка проходных изоляторов Проверим изоляторы по допустимой нагрузке.

Максимальную силу, действующую на изгиб, вычисляют по формуле

Н

что меньше допустимого Н.

Выбор подвесных изоляторов

Выбор подвесных изоляторов на стороне ВН Выберем изоляторы типа ПС-11А, в гирлянде их будет 8 штук.

Выбор подвесных изоляторов на стороне СН Выберем изоляторы типа ПС-11А, в гирлянде их будет 4 штук.

Таблица 7.3 Результаты расчетов сборных шин токопроводов и кабелей

Выключатель — это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока.

Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.

Привод выключателя предназначен для операции включения, для удержания во включенном положении и для отключения выключателя.

Выбор высоковольтных выключателей на стороне ВН Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.

А;А.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.

кА; кА; кА;

кА²с

где — постоянная времени затухания; на стороне ВН с.

По выбираем выключатель колонковый элегазовый ВГТ-220II-40/2500, кВ, А, кА, кА, с, тип привода — встроенный электромагнитный.

Расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.4

Таблица 7.4 Расчетные и каталожные данные по выбору выключателей на стороне ВН

Выбор высоковольтных выключателей на стороне СН Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.

А; А.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.

А; кА; кА;

кА²с.

По выбираем выключатель колонковый элегазовый ВГТ-35II*-50/3150У1, кВ, А, кА, кА, с, тип привода — встроенный электромагнитный.

Расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.5

Таблица 7.5 Расчетные и каталожные данные по выбору выключателей на стороне СН

Выбор высоковольтных выключателей на отходящих фидерах СН Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.

А; А.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.

А; кА; кА;

кА²с.

По выбираем вакуумный выключатель типа ВБЭС-35III-20/630, кВ, А, кА, кА, с, тип привода — встроенный электромагнитный ПЭМУ-500.

Расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.6

Таблица 7.6 Расчетные и каталожные данные по выбору выключателей на стороне СН

Выбор высоковольтных выключателей на стороне НН Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.

А; А.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.

А; кА; кА;

кА²с.

По выбираем вакуумный выключатель типа ВВ/TEL-10−25/1600 У2, кВ, А, кА, кА, с, тип привода — встроенный электромагнитный.

Расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.7

Таблица 7.7 Расчетные и каталожные данные по выбору выключателей на стороне НН

Выбор высоковольтных выключателей на отходящих фидерах НН Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.

А; А.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.

А; кА; кА;

кА²с.

По выбираем вакуумный выключатель типа ВВ/TEL-10−12,5/1000, кВ, А, кА, кА, с, тип привода — встроенный электромагнитный.

Расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.8

Таблица 7.8 Расчетные и каталожные данные по выбору выключателей на стороне НН

Выбор разъединителей

Разъединитель — это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.

Разъединители, устанавливаемые в открытых распределительных устройствах, должны обладать соответствующей изоляцией и надежно выполнять свои функции в неблагоприятных условиях окружающей среды.

Выбор разъединителей стороне ВН Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.

А;А.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.

кА; кА; кА;

кА²с

где — постоянная времени затухания; на стороне ВН с.

По выбираем разъединитель РНДЗ.1−220/630 T1 U_ном=220 кВ; А; главные и заземляющие ножи кА; главные ножи кА/с; заземляющие ножи кА/с. Привод ПР-T1.

Расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.9

Таблица 7.9 Расчетные и каталожные данные по выбору разъединителей для наружной установки

Выбор разъединителей стороне СН Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1

А; А.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.

А; кА; кА;

кА²с.

По выбираем разъединитель РНДЗ.1−35/1000 У1 U_ном=35 кВ; А; главные и заземляющие ножи кА; главные ножи кА/с; заземляющие ножи кА/с. Привод ПР-110У1.

Расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.10

Таблица 7.10 Расчетные и каталожные данные по выбору разъединителей для наружной установки

Выбор измерительных трансформаторов тока

Трансформатор тока (ТТ) предназначен для уменьшения тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Выбор измерительных трансформаторов тока наружной установки на стороне ВН Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.

А;

А.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.

кА; кА; кА;

кА²с

По выбираем трансформатор тока наружной установки с фарфоровой изоляцией с обмотками звеньевого типа, маслонаполненный ТФЗМ-110Б-III У1, ХЛ1 кВ, А, А, кА, кА,, Ом, ВА.

Определим вторичную нагрузку ТТ, для этого по составим схему подключения к нему измерительных приборов. Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по. Вторичную нагрузку ТТ представим в следующей таблице

Таблица 7.11 Вторичная нагрузка трансформатора тока

Общее сопротивление приборов, вычисляют по формуле

Ом

Допустимое сопротивление проводов, вычисляют по формуле

Ом

где — сопротивление контактов, принимается равным 0,1 Ом Для соединительных проводов принимаем кабель с алюминиевыми жилами, длинной 80 м для РУ 220 кВ, ТТ включены по схеме неполной звезды, поэтому, тогда сечение, вычисляют по формуле

мм²

где — удельное сопротивление материла провода, Ом/мм².

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие

ОмОм Расчетные и каталожные данные сведем в следующую таблицу 7.12

Таблица 7.12 Расчетные и каталожные данные по выбору ТТ на стороне ВН

Выбор измерительных трансформаторов тока наружной установки на стороне СН Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1

А; А.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.

А; кА; кА;

кА²с.

По выбираем трансформатор тока наружной установки с фарфоровой изоляцией с обмотками звеньевого типа, маслонаполненный ТФЗМ-35Б-I У1, кВ, А, А, кА, кА,, Ом, ВА.

Определим вторичную нагрузку ТТ, для этого по составим схему подключения к нему измерительных приборов. Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по. Вторичную нагрузку ТТ представим в следующей таблице

Таблица 7.13 Вторичная нагрузка трансформатора тока

Общее сопротивление приборов

Ом

Допустимое сопротивление проводов

Ом

Для соединительных проводов принимаем кабель с алюминиевыми жилами, длинной 70 м, ТТ включены в неполную звезду, поэтому, тогда сечение, вычисляют по формуле

мм²

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

ОмОм Расчетные и каталожные данные сведем в следующую таблицу

Таблица 7.14 Расчетные и каталожные данные по выбору ТТ на стороне СН

Выбор измерительных трансформаторов тока наружной установки на отходящих фидерах СН Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.

А; А.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.

А; кА; кА;

кА²с.

По выбираем трансформатор тока наружной установки с фарфоровой изоляцией с обмотками звеньевого типа, маслонаполненный ТФЗМ-35Б-I У1, кВ, А, А, кА, кА,, Ом, ВА.

Определим вторичную нагрузку ТТ, для этого по составим схему подключения к нему измерительных приборов. Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по. Вторичную нагрузку ТТ представим в следующей таблице

Таблица 7.15 Вторичная нагрузка трансформатора тока

Общее сопротивление приборов

Ом

Допустимое сопротивление проводов

Ом

Для соединительных проводов принимаем кабель с алюминиевыми жилами, длинной 70 м, ТТ включены в неполную звезду, поэтому, тогда сечение, вычисляют по формуле

мм²

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

ОмОм Расчетные и каталожные данные сведем в следующую таблицу

Таблица 7.16 Расчетные и каталожные данные по выбору ТТ на стороне СН

Выбор измерительных трансформаторов тока внутренней установки на стороне НН Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.

А; А.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.

А; кА; кА;

кА²с.

По выбираем трансформатор тока внутренней установки с литой изоляцией ТЛМ-10-I, кВ, А, А, кА, кА,, Ом, ВА.

Определим вторичную нагрузку ТТ, для этого по составим схему подключения к нему измерительных приборов. Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по. Вторичную нагрузку ТТ представим в следующей таблице

Таблица 7.17 Вторичная нагрузка трансформатора тока

Общее сопротивление приборов

Ом

Допустимое сопротивление проводов

Ом

Для соединительных проводов принимаем кабель с алюминиевыми жилами, длинной 5 м, ТТ включены в неполную звезду, поэтому, тогда сечение, вычисляют по формуле

мм²

Принимаем по условию прочности [ПУЭ, § 3.4.4] контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм².

ОмОм Расчетные и каталожные данные сведем в следующую таблицу

Таблица 7.18 Расчетные и каталожные данные по выбору ТТ на стороне НН

Выбор измерительных трансформаторов тока внутренней установки на отходящих фидерах НН Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.

А; А.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.

А; кА; кА;

кА²с.

По выбираем трансформатор тока внутренней установки с литой изоляцией ТЛМ -10-I, кВ, А, А, кА, кА,, Ом, ВА.

Определим вторичную нагрузку ТТ, для этого по составим схему подключения к нему измерительных приборов. Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по. Вторичную нагрузку ТТ представим в следующей таблице

Таблица 7.19 Вторичная нагрузка трансформатора тока

Общее сопротивление приборов