(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование электрической части подстанции 110/35/10 кВ
ВВЕДЕНИЕ
Понижающие подстанции предусмотрены для распределения электронной энергии по сети низкого напряжения и сотворения пт соединения сети ВН (коммутационных пт).
Подстанции классифицируются по их месту в ЕН ЭС и способу присоединения на тупиковые, ответвительные, проходные и узловые. Через шины проходных и узловых подстанций могут осуществляться перетоки мощности меж отдельными частями энергосистемы, потому такие подстанции именуются транзитными.
Подстанции содержат в себе один либо два трансформатора либо автотрансформатора. количество трансформаторов зависит от надёжности электроснабжения потребителей. Подстанция может включать в себя одно либо несколько распределительных устройств завышенных напряжений, также распределительное устройство низкого напряжения (10 кВ), как правило, выполненное закрытым с камерами КРУ.
Целью данной работы является проектирование электронной части подстанции. В ней рассматриваются последующие вопросцы:
1) Выбор принципной схемы подстанции, включающей выбор числа, типа и мощности автотрансформаторов связи.
2) Выбор схем распределительных устройств завышенных напряжений.
3) Выбор схемы питания собственных нужд подстанции, включающей выбор числа, типа и мощности трансформаторов собственных нужд.
4) Расчёт токов недлинного замыкания для выбора электронных аппаратов и проводников.
5) Выбор нужных методов ограничения токов недлинного замыкания.
6) Выбор электронных аппаратов и проводников: выключателей, разъединителей, измерительных трансформаторов тока и напряжения, токоограничивающих реакторов, шин РУ.
1. Выбор принципной схемы подстанции
Силовые трансформаторы, установленные на подстанциях, предусмотрены для преобразования электроэнергии с 1-го напряжения на другое. Число трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях всех категорий, принимается, как правило, не наиболее 2-ух. Наиболее 2-ух в том случае, когда на подстанции требуется два средних напряжения. Мощность трансформаторов выбирается так, чтоб при выключении более массивного из их во время ремонта либо подмены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивал питание перегрузки. При росте перегрузки сверх расчетного уровня повышение мощности подстанции делается, как правило, методом подмены трансформаторов на наиболее массивные. установка доп трансформаторов обязана быть технико-экономически обусловлена. Должны применяться трансформаторы, оборудованные устройством автоматического регулирования напряжения под перегрузкой — РПН.
Выбор трансформаторов создают по их дневным графикам нагрузок, приведенных в задании. Номинальную мощность трансформатора выбирают по наибольшей перегрузке более нагруженной обмотки трансформатора, отысканной из дневных графиков перегрузки. При выбирании мощности трансформатора недозволено управляться лишь их номинальной мощностью, потому что в настоящих критериях температура окружающей среды, условия установки трансформатора могут быть хорошими от принятых. Перегрузка трансформатора изменяется с течением суток, и если мощность избрать по наибольшей перегрузке, то в периоды спада ее трансформатор будет не загружен, т.е. недоиспользована его мощность. Опыт эксплуатации указывает, что трансформатор может работать часть суток с перегрузкой, если в другую часть суток его перегрузка меньше номинальной.
Т.к. проектируемая подстанция служит для связи напряжений 110 кВ и 35 кВ, то предполагается установка трёхобмоточных трансформаторов с РПН на стороне ВН.
Строим дневные графики перегрузки трансформатора в летний и зимний период. На их базе строим дневной график полной мощности, определяем наивысшую нагрузку и ёё продолжительность. Избираем трансформатор. Исполняем проверку избранного трансформатора по температуре более нагретой точки. На графике полной мощности определяем временные интервалы перегрузки и недогрузки, и по подходящим формулам рассчитываем коэффициенты К1 и К2. Пользуясь приобретенными коэффициентами перегрузки и недогрузки при помощи ГОСТ 14209-97, определяем температуру более нагретой точки обмоток трансформатора, с учётом температуры окружающей среды. Сравниваем приобретенное значение с допустимым, и делаем вывод о способности внедрения избранного трансформатора на данной подстанции.
Главные характеристики проектируемой ПС
1) Собственные нужды:
= 0,5 МВт;
= 0,85.
2) Данные о сети 6-10 кВ:
= 10 кВ;
= 60 МВт;
= 0,85;
тип сети — кабельная.
пользователи, в %:
1 группы — 60;
2 группы — 40;
3) Данные о сети СН:
= 35 кВ;
= 40 МВт;
= 0,85;
тип сети — кабельная;
4) Система С — 1:
= 4000 МВт;
= 0,9.
5) Полосы связи с системой С — 1:
= 110 кВ;
количество — 1линия;
= 45 км (изменено по указанию педагога)
6) Система С — 2:
= 2000 МВт;
= 0,8.
7) Полосы связи с системой С — 2:
= 110 кВ;
количество — 1линия;
= 55 км (изменено по указанию педагога)
8) Полосы, отходящие от шин:
= 35 кВ;
n= 4;
9) Малое сечение кабеля от РП до ТП =120
10) Длина кабеля от шин подстанции до РП = 1,5 км.
Рис. 1.1 — График перегрузки сети 10 кВ
Рис. 1.2 — График перегрузки сети 35 кВ
Рис. 1.3 — Принципная схема ПС
Активная мощность через трансформатор в зимнюю пору.
Таблица 1.1
0-8
8-10
10-12
12-20
20-24
P10, МВт
30
42
42
60
36
P35, МВт
20
28
28
40
16
PСН, МВт
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
P?, МВт
50,5
70,5
70,5
100,5
52,5
Реактивная мощность через трансформатор в зимнюю пору.
Таблица 1.2
0-8
8-10
10-12
12-20
20-24
Q10, МВт
18,3
25,62
25,62
36,6
21,96
Q35, МВт
12,2
17,08
17,08
24,4
13,39
QСН, МВт
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
Q?, МВт
30,8
43
43
61,3
35,38
Активная мощность через трансформатор в летнюю пору.
Таблица 1.3
0-8
8-10
10-12
12-20
20-24
P10, МВт
30
30
42
42
24
P35, МВт
16
20
20
28
12
PСН, МВт
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
P?, МВт
46,5
50,5
62,5
70,5
36,5
Реактивная мощность через трансформатор в летнюю пору.
Таблица 1.4
0-8
8-10
10-12
12-20
20-24
Q10, МВт
18,3
18,3
25,62
25,62
14,64
Q35, МВт
9,76
12,2
12,2
17,0
7,32
QСН, МВт
0,3
0,3
0,3
0,3
0,3
Q?, МВт
28,36
30,8
38,12
42,92
22,26
Суммарная мощность через трансформатор в зимнюю пору и в летнюю пору.
Таблица 1.5
0-8
8-10
10-12
12-20
20-24
SЗИМА, МВт
59,15
82,57
82,57
117,7
63,3
SЛЕТО, МВт
54,46
59,15
73,2
82,53
42,93
Построим график полной мощности, протекающей через трансформатор:
Рис. 1.4 — График полной мощности, протекающей через трансформатор
Проверим возможность установки на ПС 2-ух трансформаторов мощностью по 80 МВА любой (ТДТН — 80000/110).
Коэффициент исходной недогрузки (начальной перегрузки) графика определяется по выражению:
Коэффициент перегрузки графика определяется по выражению:
Проверку трансформатора по температуре более нагретой точки осуществляем при помощи ГОСТ 14209-97. Пользуемся таблицами 1, 17, и 24 т.к. данный трансформатор имеет среднюю мощность и систему остывания типа ON. Необходимо подчеркнуть, что в ГОСТе отсутствует информация для продолжительности работы с перегрузкой t=12 часов. В этом случае будем приближённо принимать значение температуры, исходя из значений таблиц для t=8 и t=24 часов.
температура более нагретой точки по таблице 17 (t=8 часов) составила 120 градусов, а по таблице 18 (t=24 часа) — 123 градуса. Примем более тяжёлый режим, когда температура более нагретой точки равна 123 градуса, и с учётом температуры окружающей среды получим:
,
где 1400С — допустимая температура более нагретой точки для трансформаторов средней мощности по таблице 1 ГОСТ 14209-97. Т.о трансформатор по данному условию проходит.
Принимаем трансформатор ТДТН-80000/110.
Технические данные силового трансформатора.
Таблица 1.6
Тип Трансформатора
Sном,МВА
Uвн,кВ
Uсн,кВ
Uнн,кВ
Uк%
XТ, Ом
ДРх, кВт
ДРк, кВт
Iх,%
В-С
В-Н
С-Н
ВН
ВС
НН
ТДТН-80000/110
80
115
38,5
10,5
11
18,5
7
18,6
0
11,9
82
390
0,6
Выводы: В главе был произведён расчёт дневных графиков перегрузки, по которым было выбрано число, тип и мощность основных трансформаторов подстанции с учётом их перегрузочной возможности.
2. Выбор электронных схем распределительных устройств всех напряжений
2.1 Выбор электронной схемы на стороне высшего напряжения
Определяющим фактором для выбора электронной схемы на высшем напряжении будем считать: число присоединений, надёжность электроснабжения и перспективы развития. Так же необходимо учесть необходимость проведения ревизий и опробований выключателей без перерыва в работе. В нашем случае мы имеем четыре присоединения (две полосы связи с системами С-1 и С-2 и два трансформатора). На данное число присоединений можно использовать несколько типовых схем: четырёхугольника, шестиугольника, мостиковые схемы. А именно (если учесть перспективу расширения РУ) может быть применение схемы «две рабочие системы шин». Схема со сборными шинами, по сопоставлению со схемой шестиугольник, допускает наиболее ординарную возможность расширения распределительного устройства. Но число присоединений в данном определенном случае не много (4 присоединения). Отходящих линий, не считая линий связи с системой, нет. Применение схем со сборными шинами представляется не целесообразным, и будет лишь усложнять, удорожать систему. Исходя из вышесказанного, применим схему 4Н: «Два блока с выключателем и неавтоматической перемычкой со стороны полосы». Блочные схемы в целом используются на стороне ВН тупиковых, в главном потребительских ПС либо ответвительных ПС до 500 кВ включительно. Это облегченные, экономные схемы ПС территориально неподалеку расположенных от питающих ПС либо проходящих ВЛ.
Схема 4Н — «два блока (линия-трансформатор) с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» применяется на напряжении 35-220 кВ. для тупиковых либо ответвительных двухтрансформаторных подстанций.
Плюсы схемы: наличие неавтоматической перемычки дозволяет выводить оборудование в ремонт без остановки питания потребителей. Схема ординарна, надёжна и экономна, довольно обширно применяется на реально имеющихся подстанциях.
Недочеты схемы: К недочетам можно отнести относительную сложность расширения схемы при увеличении числа присоединений. Есть возможность полной остановки электроснабжения в случае, когда один блок выведен в ремонт, а на втором происходит трагедия.
2.2 Выбор электронной схемы на стороне среднего напряжения
Аналогично предшествующему пт, обозначим ценности при выбирании электронной схемы РУ среднего напряжения (35 кВ): число присоединений, надёжность электроснабжения и перспективы развития. Главный аспект выбора — число присоединений. количество присоединений равно 6 — это два трансформатора и четыре полосы. В данном случае, на напряжение 35 кВ может быть применять схему «с одной рабочей секционированной выключателем системой шин» (см. рис.2.2).
Недочеты схемы: при выведении в ремонт секции, нужна остановка всех полосы либо остальных подключений (время остановки питания не велико, но остановка просит наличия резервов сети для покрытия перегрузки, которую несет эта ПС, в случае, если произойдёт трагедия на 2-ой секции).
Плюсы схемы: сохраняется параллельная работа при выводе в ремонт 1-го из выключателей. Так же схема не просит существенных финансовложений при расширении РУ.
2.3 Выбор электронной схемы на стороне низкого напряжения
На низком напряжении 10 кВ, при наличии потребителей I и II группы обычно применяется схема «две, секционированные выключателем системы шин» (см. рис.2.3). Таковая схема применяется при большенном числе присоединений.
Схемы электронных соединений РУ определены на основании норм технологического проектирования понижающих подстанций и в согласовании с количеством присоединений на любом из рассмотренных напряжений.
Схемы распределительных устройств высшего, среднего и низшего напряжений представлены ниже (рис. 2.1, 2.2, 2.3).
Выводы: В данной главе выбраны схемы электронных соединений распределительных устройств в согласовании со всеми главными требованиями.
Рис. 2.1 — Схема РУ 110 кВ «Два блока с выключателем и неавтоматической перемычкой со стороны полосы»
Рис. 2.2 — Схема РУ 35 кВ «Одна рабочая секционированная выключателем система шин»
Рис. 2.3 — Схема РУ 10 кВ «Две, секционированные выключателем системы шин»
3. Выбор схемы питания собственных нужд ПС
3.1 Выбор схемы питания собственных нужд подстанции
Мощность потребителей собственных нужд подстанции сравнимо не велика (напряжения 220/380 В), питание эти пользователи получают от понижающих трансформаторов.
Состав потребителей с.н. подстанций зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования.
Выбор схемы питания собственных нужд зависит от принятого на ПС оперативного тока. Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по перегрузкам с.н. с учётом коэффициентов загрузки и одновремённости, при всем этом раздельно учитываются летняя и зимние перегрузки, а так же перегрузка в период ремонтных работ. Любой трансформатор выбирают по полной перегрузке с.н., т.к при повреждении 1-го из их (выводе в ремонт), оставшийся в работе должен обеспечить питание всех потребителей.
Проектируемая подстанция относится к подстанциям с неизменным дежурством персонала, потому что это подстанция 110 кВ со сложной схемой электронных соединений и огромным объёмом оперативных переключений и текущих работ.
На проектируемой подстанции употребляется неизменный оперативный ток (потому что это подстанция 110 кВ с числом выключателей на ВН наиболее 3). На данной подстанции трансформаторы собственных нужд присоединяются к шинам 10 кВ. Система шин 0,4 кВ — одна секционированная система шин. Меж секциями предвидено устройство АВР. Трансформаторы собственных нужд (ТСН) присоединяются к сборным шинам 10 кВ через выключатели.
Схема питания собственных нужд подстанции приведена на рис.3.1.
3.2 Выбор мощности трансформатора собственных нужд
Мощность всякого трансформатора с.н. не обязана превосходить 630 кВА (при технико-экономическом обосновании допускается 1000 кВА). Для обеспечения надёжности работы подстанции, нужно установить два трансформатора с.н. В обычном режиме:
Более ответственными пользователями с.н. подстанций являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система остывания трансформаторов и GC, аварийное освещение, система пожаротушения, электроприемники компрессорной.
На подстанциях с выключателями ВН доп пользователями являются компрессорные установки (для выключателей ВНВ, ВВБ), а при оперативном неизменном токе — зарядный и подзарядный агрегаты.
В таблице 3.1 приведены главные пользователи собственных нужд данной подстанции с указанием потребляемой мощности для всякого из их.
Рис. 3.1 — Схема собственных нужд подстанции
Главные пользователи собственных нужд подстанции.
Таблица 3.1
Вид пользователя
Установленная мощность
cosц
tgц
Перегрузка
Единицы кВт, на их колличество
Всего
кВт
Руст
кВт
Qуст
кВт
ТДТН — 80000/110
7,5х2
15
0,85
0,62
15
9,3
Обогрев ВГБ-110
0,9х2
1,8
1
0
1,8
Обогрев вэб-35
0,9х7
6,3
1
0
6,3
Обогрев шифанеров КРУ
1х44
44
1
0
44
Обогрев разъединителей
1х24
24
1
0
24
Отопление и освещение ОПУ
90
1
0
90
Освещение, вентиляция ЗРУ
10
1
0
10
Освещение ОРУ 110 кВ
5
1
0
5
Освещение ОРУ 35 кВ
5
1
0
5
Освещение РУ 10 кВ
10
1
0
10
Спец. помещение для хранения баллонов с элегазом и азотом
30
1
0
30
Маслохозяйство
90
1
0
90
Итого
331,1
9,3
количество шифанеров КРУ на РУ НН 10кВ определяем последующим образом: 4 шкафа на вводе, 2 шкафа для СН, 4 шкафа для TV (по числу секций), 4 шкафа с секционными выключателями, и по числу присоединений (всего 15 РП, по 2 параллельных кабеля на каждое присоединение) — 30 шифанеров КРУ (см. рис.2.3). Всего — 44 ячейки КРУ.
— коэффициент спроса, учитывает коэффициенты одновременности загрузки, принимается равным 0,8. Расчётная мощность потребителей собственных нужд:
— Эта величина отражает мощность, нужную для питания главных потребителей собственных нужд подстанции.
На подстанциях с неизменным дежурным персоналом учитываются допустимые аварийные перегрузки трансформаторов. Т.к вероятен выход из строя (ремонт) 1-го трансформаторов собственных нужд, то любой ТСН выбирается по наибольшей мощности собственных нужд.
Самыми сильными пользователями являются привода насосов пожаротушения и водоснабжения, также передвижных (в том числе подъёмных) устройств, они составляют около 20% главный мощности. С учётом этого, трансформатор собственных нужд должен быть рассчитан на мощность:
Таковым образом, избираем два трансформатора: ТСЗ-250/10.
Технические данные трансформатора приведены в таблице 3.2.
Технические данные трансформатора собственных нужд.
Таблица 3.2
Тип Трансформатора
Sном,МВА
Uвн,кВ
Uнн,кВ
ДРх, Вт
ДРк, Вт
Uк, %
Iх,%
ТСЗ-250/10
0,25
10
0,4
160
670
5,2
2,7
Выводы: В главе была выбрана схема питания потребителей собственных нужд подстанции (на неизменном оперативном токе), а так же были выбраны трансформаторы собственных нужд.
4. Расчёт токов недлинного замыкания
Рост генераторных мощностей современных энергосистем, создание массивных энергообъединений, повышение мощности нагрузок приводят, с одной стороны, к росту энерговооружённости и производительности труда, а с иной — к существенному увеличению уровней токов КЗ. Наибольший уровень токов КЗ ограничивается параметрами выключателей, трансформаторов, проводников и другого электрооборудования, критериями обеспечения стойкости энергосистемы, тепловой стойкостью кабелей. Таковым образом, уровень токов КЗ, повышающийся в процессе развития энергетики имеет ряд ограничений, которые нужно учесть. Естественно, аппаратуру и сети можно усилить в согласовании с новеньким уровнем токов КЗ, перевести её на наиболее высочайшее напряжение, но это может привести к значимым экономическим и техническим трудностям, что делает такую модернизацию не оправданной. Более всераспространенными и эффективными методами ограничения токов КЗ является: установка токоограничивающего реактора, секционирование электронных сетей, внедрение трансформаторов с расщеплённой обмоткой низшего напряжения.
Действенным методом является установка токоограничивающего рекактора. Он служит для ограничения тока КЗ в массивных электроустановках, также дозволяет поддерживать на шинах определённый уровень напряжения при повреждении за реактором.
На подстанциях предполагаем установку сдвоенного ректора. Его преимуществом будет то, что зависимо от схемы включения и направления токов в обмотках индуктивное сопротивление его может возрастать либо уменьшаться. Это свойство сдвоенного реактора обычно употребляется для уменьшения падения напряжения в обычном режиме и режиме КЗ.
Определение расчётных токов КЗ нужно для выбора выключателей по коммутационной возможности, проверки аппаратов на электродинамическую и тепловую стойкость.
Для упрощения расчётов токов КЗ составляется расчётная схема, представленная на рисунке, а по ней составляется электронная схема замещения, представленная на рисунке.
Расчёт характеристик схемы замещения производим в относительных единицах, принимая за базовую мощность SБ=80 МВА. Базовые значения напряжения для каждой ступени трансформации:
115 кВ; ;
Рис. 4.1 — Схема замещения сети для расчётов токов недлинного замыкания
Рассчитываем удельные сопротивления линий связи с системами 1 и 2:
Рассчитаем сопротивления частей трансформатора, для этого:
значения принимаем из таблицы 1.6.
Сопротивления трансформатора:
Для определения реактивных сопротивлений систем, найдем полную мощность этих систем:
Потом определяем сопротивления систем С-1 и С-2:
Полосы связи с системами С-1 и С-2 параллельны, тогда рассчитаем полное эквивалентное сопротивление и ЭДС, которые нужны для расчёта точки К-2:
Рассчитаем ТКЗ в точке К-1:
К-1 размещается с линией связи с системой С-1, как следует, для определения повторяющейся составляющей определяем раздельно составляющие токов от первой и 2-ой полосы связи. Для этого:
Рис. 4.2 — Схема замещения для расчёта ТКЗ точки К-1
В обычном рабочем режиме перемычка в схеме РУ 110 кВ разомкнута (контакты разъединителей разведены), тогда в точке К-1 будет протекать ток КЗ лишь от первой системы.
Повторяющаяся составляющая:
Повторяющаяся составляющая тока недлинного замыкания в именованных единицах для точки К-1:
Найдем для рассматриваемого КЗ ударный коэффициент и ударный ток:
Где Та определяется по таблице на стр.150[2](Рожкова и Козулин). Ударный ток:
Расчёт для точки К-2:
Рис. 4.3 — Схема замещения для расчёта ТКЗ точки К-2
Примем, что трансформаторы размещены параллельно (сторона СН — общая точка на схеме замещения рис.4.1), как следует, реактивные сопротивления обмоток высочайшего напряжения (т.е поначалу параллельно суммируем и что даёт )т.е поначалу параллельно суммируем ток КЗ лишь от первой системы контакты разъединителей разведены) на схеме замещения рис.4.1. так же параллельны, тогда схема замещения воспримет вид рис.4.3, расчет:
Повторяющаяся составляющая тока недлинного замыкания в именованных единицах для точки К-2:
Найдем для рассматриваемого КЗ ударный коэффициент и ударный ток:
Где Та определяется по таблице на стр.150[2](Рожкова и Козулин). Ударный ток:
Расчёт для точки К-3:
Полное реактивное сопротивление будет определяться как:
Схема замещения воспримет вид рис.4.4.
Рис. 4.4 — Схема замещения для расчёта ТКЗ точки К-3
Повторяющаяся составляющая тока недлинного замыкания в именованных единицах для точки К-3:
Т.к. установка токоограничивающего реактора не требуется. Но для понижения номинальных токов на РУ 10 кВ, схема производится с «развилкой» (см. рис.2.3), и очень вероятный номинальный ток на каждой из секций понижается вдвое.
Найдем для рассматриваемого КЗ ударный коэффициент и ударный ток:
Где Та определяется по таблице на стр.150[2](Рожкова и Козулин). Ударный ток:
Рассчитаем ток недлинного замыкания в точке К-4, на шинах распределительного пт. Для этого определим реактивное и активное сопротивления кабеля, с данным наибольшим сечением 120 мм2 (сечение принимаем по начальным данным). Длина кабельной полосы от шин ПС до РП составляет 1,5 км.
По таблице 7.28 [1] определяем удельные сопротивления кабеля данного сечения:
Рассчитаем удельные сопротивления, беря во внимание длину кабельной полосы:
Перейдём к относительным единицам:
Рис. 4.5 — Схема замещения для расчёта ТКЗ точки К-4 (на шинах РП)
Определим реактивное сопротивление цепи тока КЗ:
Рассчитаем полное сопротивление цепи тока КЗ:
Рассчитаем ток КЗ в точке К-4:
Повторяющаяся составляющая тока недлинного замыкания в именованных единицах для точки К-4:
Выводы: в данной главе были определены значения повторяющихся составляющих токов недлинного замыкания в точках К-1, К-2, К-3 и К-4. установка токоограничивающего реактора на ПС не требуется.
5. Выбор кабельных линий
Выбор кабельных линий, питающих РП
Питание местной перегрузки (распределительных пт) осуществляется на напряжении 10 кВ. В истинное время используют, обычно, кабели с дюралевыми жилами. Применение кабелей с медными жилами просит специального обоснования. Выбор сечения кабельной полосы производится по нормативной плотности тока, установленной зависимо от конструкции кабеля и числа часов использования наибольшей перегрузки. Сечение жил кабеля обязано удовлетворять условиям допустимого нагрева в обычном и послеаварийном режимах работы. Значение допустимого долгого тока зависит от конструкции кабеля, критерий прокладки, количества параллельно проложенных кабелей и расстояния меж ними.
Определим число часов использования наибольшей перегрузки, для этого определим годичное потребление электроэнергии местной перегрузкой, используя графики перегрузки.
Суточное потребление электроэнергии для зимнего периода:
где — активная мощность сети (в МВт) 10 кВ на i-том интервале;
— интервал времени (час);
Суточное потребление электроэнергии для летнего периода:
Годичное потребление электроэнергии:
Где — количество летних дней в году;
— количество зимних дней в году;
Число часов использования наибольшей перегрузки:
где — наибольшая мощность сети (в МВт) 10 кВ;
Для ТMAX=5637 ч/год, финансовая плотность тока для кабелей с дюралевой жилой равна:
В качестве местной перегрузки имеем 10 распределительных пт по 4 МВт, и 5 по 5 МВт. Вне зависимости от группы потребителей, согласно требованиям надёжности, все РП должны получать питание по двум кабельным линиям. В этом случае ток, идущий по одному кабелю к РП мощностью 4 МВт, определяется:
Определим экономическое сечение кабеля:
Принимаем трёхжильный кабель марки АПВП-3х95/25-10, сечение одной жилы 95 мм2, допустимый ток при прокладке в земле IДОП=250 А.
Проверим данный кабель по допустимому току:
Продолжительно допустимый ток с учётом поправочных коэффициентов на температуру окружающей среды и условия прокладки кабелей:
где — коэффициент, учитывающий отличие настоящей температуры окружающей среды от нормированной; , — поправочный коэффициент, учитывающий отличие номинального напряжения кабеля от напряжения установки, ; — учитывает количество кабелей, проложенных рядом, и расстояния меж ними .
Определяем продолжительно допустимый ток:
Данное условие производится.
Выполним проверку на тепловую стойкость:
Поверка на тепловую стойкость проводится по условию:
В случае недлинного замыкания за РП, ток КЗ поначалу должен «ощутить» выключатель на РП, и лишь позже выключатель на ПС. Потому для участка от ТП до РП принимаем , а на участке от РП до ПС .Данный кабель выбирается для участка от подстанции до распределительного пт.
tК — длительность недлинного замыкания. Если время недлинного замыкания различается от 1 с, то значения , взятые из таблицы 5.1.1 следует множить на поправочный коэффициент К=1/.
Поправочный коэффициент К: К=1/=1/
— одной РП, с изоляцией из СПЭ:
Данное условие производится.
Таблица 5.1
Жила
Сечение жилы, мм2
50
70
95
120
150
185
Медная
7,15
10,0
13,6
17,2
21,5
26,5
Дюралевая
4,7
6,6
8,9
11,3
14,2
17,5
Выполним проверку по условию способности перегрузки кабеля (при выключении одной из линий, питающих РП):
Для определения коэффициента аварийной перегрузки , рассчитаем коэффициент — подготовительной перегрузки:
Дальше по таблице 1.30 [1] определяем
Проверим выполнение условия:
Данное условие производится.
Все обозначенные условия производятся, как следует, данный кабель быть может применен для подключения РП мощностью 4 МВт к РУ
10 кВ данной подстанции. Принимаем кабель: АПВП-3х95/25-10.
Выберем кабель для подключения РП мощностью 5 МВт.
В этом случае ток, идущий по одному кабелю к РП мощностью 5 МВт, определяется:
Определим экономическое сечение кабеля:
Принимаем трёхжильный кабель марки АПВП-3х120/25-10, сечение одной жилы 120 мм2, поперечник экрана — 25 мм, допустимый ток при прокладке в земле IДОП=280 А.
Проверим данный кабель по допустимому току:
Продолжительно допустимый ток с учётом поправочных коэффициентов на температуру окружающей среды и условия прокладки кабелей:
где — коэффициент, учитывающий отличие настоящей температуры окружающей среды от нормированной; , — поправочный коэффициент, учитывающий отличие номинального напряжения кабеля от напряжения установки, ; — учитывает количество кабелей, проложенных рядом, и расстояния меж ними .
Определяем продолжительно допустимый ток:
Данное условие производится.
Выполним проверку на тепловую стойкость:
Поверка на тепловую стойкость проводится по условию:
В случае недлинного замыкания за РП, ток КЗ поначалу должен «ощутить» выключатель на РП, и лишь позже выключатель на ПС. Потому для участка от ТП до РП принимаем , а на участке от РП до ПС .Данный кабель выбирается для участка от подстанции до распределительного пт.
tК — длительность недлинного замыкания. Если время недлинного замыкания различается от 1 с, то значения , взятые из таблицы 5.1.1 следует множить на поправочный коэффициент К=1/.
Поправочный коэффициент К: К=1/=1/
— одной РП, с изоляцией из СПЭ:
Данное условие производится.
Выполним проверку по условию способности перегрузки кабеля (при выключении одной из линий, питающих РП):
Для определения коэффициента аварийной перегрузки , рассчитаем коэффициент — подготовительной перегрузки:
Дальше по таблице 1.30 [1] определяем
Проверим выполнение условия:
Данное условие производится.
Все обозначенные условия производятся, как следует, данный кабель быть может применен для подключения РП мощностью 5 МВт к РУ 0 кВ данной подстанции. Принимаем кабель: АПВП-3х120/25-10.
По начальным данным задано очень вероятное сечение кабеля, идущего от РП до ТП: SMAX=120 мм2
нужно проверить сечение этого кабеля на тепловую стойкость.
Условие для проверки:
В случае недлинного замыкания за РП, ток КЗ поначалу должен «ощутить» выключатель на РП, и лишь позже выключатель на ПС. Потому для участка от ТП до РП принимаем , а на участке от РП до ПС . Данный кабель выбирается для участка от распределительного пт до ТП.
tК — длительность недлинного замыкания. Если время недлинного замыкания различается от 1 с, то значения , взятые из таблицы 5.1.1 следует множить на поправочный коэффициент К=1/. Т.к данный кабель питает ТП от РП, то примем последующие значения неизменных времени:
Поправочный коэффициент К: К=1/=1/
— значение допустимого односекундного тока недлинного замыкания принимаем из табл. 2.2.11, тогда для 2-х параллельных кабелей, идущих к одной РП, с изоляцией из СПЭ:
Данное условие производится, как следует кабель с данным наибольшим сечением SMAX=120 мм2 термически стоек.
Выводы: в данной главе были выбраны типы и сечения КЛ для питания РП от шин РУ 10 кВ. Выполнена проверка по тепловой стойкости кабеля, питающего РП от ТП. По результатам проверки кабели удовлетворяют всем предъявленным техническим требованиям.
6. Выбор электронных аппаратов: выключателей, разъединителей, измерительных трансформаторов тока и напряжения, разрядников, предохранителей
6.1 Выбор выключателей
подстанция замыкание шина напряжение
Выключатель является главным аппаратом в электронных установках, он служит для отключения и включения в цепи в всех режимах: долгая перегрузка, перегрузка, куцее замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Более тяжеленной и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на имеющееся куцее замыкание.
К выключателям высочайшего напряжения предъявляют последующие требования:
Надежное отключение всех токов (от 10-ов ампер до номинального тока отключения);
Быстрота деяния, т.е. меньшее время отключения;
Пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения, т.е. резвое включение выключателя сходу же опосля отключения;
Возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110 кВ и выше;
Легкость ревизии и осмотра контактов;
Взрыво- и пожаробезопасность;
Удобство транспортировки и эксплуатации.
Выключатели высочайшего напряжения должны продолжительно выдерживать номинальный ток Iном и номинальное напряжение Uном.
Главными конструктивными частями выключателей являются: контактная система с дугогасительным устройством, токоведущие части, корпус, изоляционная система и приводной механизм.
По конструктивным особенностям и способу гашения дуги различают последующие типы выключателей: масляные баковые, маломасляные, воздушные, элегазовые, электромагнитные, автогазовые, вакуумные выключатели. Особенная группа — выключатели перегрузки — рассчитаны на отключение токов обычного режима. Разъединители предусмотрены для отключения и включения обесточенных участков цепи, находящихся под напряжением и сотворения видимой коммутации. Для проектируемой подстанции предполагается установка элегазовых выключателей на всех напряжениях. При этом предполагается установка выключателей на 10 кВ — снутри помещения, на ОРУ 35кВ,110 кВ — внешной установки.
Выбор выключателей для РУ ВН 110 кВ.
К установке на РУ 110 кВ примем выключатель ВГТ-110. Главные технические свойства выключателя приведены в таблице 6.1.
Главные технические свойства выключателя вэб-110.
Таблица 6.1
Тип выключателя
IНОМ, А
SОТКЛ.,МВА
IОТКЛ, кА
IУД, кА
tОТКЛ, с
tВКЛ, с
ток тепловой стойкости, кА/ доп. Время в с
Больший пик, кА
Изначальное действ. знач.
Повторяющейся Составляющей, кА
Примечание
вэб-110
2000
7600
40
100
0,035
0,08
50/3
102
40
УЭТМ и
ЭМЗ
Проверим избранный выключатель по последующим условиям:
1. По номинальному напряжению:
2. По долговременному току:
3. По отключающей возможности:
а) проверка на симметричный ток отключения:
б) проверка на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:
— номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключаемом токе;
— апериодическая составляющая токов КЗ в момент расхождения контактов выключателя;
— определяется по графику рис.4.54 [2] (Рожкова), при условии:
Где Та — неизменная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ в цепи выключателя;
4. По включающей возможности:
— изначальное значение повторяющейся составляющей тока КЗ в цепи выключателя;
— номинальный ток выключателя (действующее значение повторяющейся составляющей)
5. На электродинамическую составляющую стойкости к токам КЗ выключатель инспектируют по сквозным токам КЗ:
— действующее
— больший пик (предел электродинамической стойкости)
6. Проверка на тепловую стойкость — по термическому импульсу тока КЗ:
— термический импульс тока КЗ;
— среднеквадратическое ток тепловой стойкости);
— продолжительность тока тепловой стойкости.
Таковым образом, избранный выключатель отвечает всем предъявляемым требованиям. Принимаем выключатель вэб-110.
Выбор выключателей для РУ СН 35 кВ.
К установке на РУ 110 кВ примем выключатель ВГБ-35. Главные технические свойства выключателя приведены в таблице 6.2.
Главные свойства выключателя ВГБ-35.
Таблица 6.2
Тип выключателя
IНОМ, А
SОТКЛ.,МВА
IОТКЛ, кА
IУД, кА
tОТКЛ, с
tВКЛ, с
ток тепловой стойкости, кА/ доп. Время в с
Больший пик, кА
Изначальное действ. знач. Повторяющейся
Составляющей, кА
Примечание
ВГБ-35
1000
750
12,5
32
0,04
0,1
25/3
35
12,5
—
Проверим избранный выключатель по последующим условиям:
1. По номинальному напряжению:
2. По долговременному току:
3. По отключающей возможности:
а) проверка на симметричный ток отключения:
б) проверка на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:
— номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключаемом токе;
— апериодическая составляющая токов КЗ в момент расхождения контактов выключателя;
— определяется по графику рис.4.54 [2] (Рожкова), при условии:
Где Та — неизменная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ в цепи выключателя;
4. По включающей возможности:
— изначальное значение повторяющейся составляющей тока КЗ в цепи выключателя;
— номинальный ток выключателя (действующее значение повторяющейся составляющей)
5. На электродинамическую составляющую стойкости к токам КЗ выключатель инспектируют по сквозным токам КЗ:
— действующее
— больший пик (предел электродинамической стойкости)
6. Проверка на тепловую стойкость — по термическому импульсу тока КЗ:
— термический импульс тока КЗ;
— среднеквадратическое ток тепловой стойкости);
— продолжительность тока тепловой стойкости.
Таковым образом, избранный выключатель отвечает всем предъявляемым требованиям. Принимаем выключатель ВГБ-35.
Выбор выключателей для РУ НН 10 кВ.
К установке на РУ 10 кВ примем выключатель LF1. Главные технические свойства выключателя приведены в таблице 6.3.
Главные свойства выключателя LF1.
Таблица 6.3
Тип выключателя
IНОМ, А
SОТКЛ., МВА
IОТКЛ, кА
IУ, кА
tОТКЛ, с
tВКЛ, с
ток тепловой стойкости, кА/ доп. Время в с
Больший пик, кА
Изначальное действ. знач. Повторяющейся
Составляющей, кА
Примечание
LF1
2000
—
25
35
0,07
0,065
25/3
64
25
—
РУ НН производится в виде комплектных шифанеров внутренней установки.
Проверим избранный выключатель по последующим условиям:
1. По номинальному напряжению:
2. По долговременному току:
Т.к. перед РУ установлена «развилка», то на каждой секции будет , как следует:
3. По отключающей возможности:
а) проверка на симметричный ток отключения:
б) проверка на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ:
— номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключаемом токе;
— апериодическая составляющая токов КЗ в момент расхождения контактов выключателя;
— определяется по графику рис.4.54 [2] (Рожкова), при условии:
Где Та — неизменная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ в цепи выключателя;
4. По включающей возможности:
— изначальное значение повторяющейся составляющей тока КЗ в цепи выключателя;
— номинальный ток выключателя (действующее значение повторяющейся составляющей)
5. На электродинамическую составляющую стойкости к токам КЗ выключатель инспектируют по сквозным токам КЗ:
— действующее
— больший пик (предел электродинамической стойкости)
6. Проверка на тепловую стойкость — по термическому импульсу тока КЗ:
— термический импульс тока КЗ;
— среднеквадратическое ток тепловой стойкости);
— продолжительность тока тепловой стойкости.
Таковым образом, избранный выключатель отвечает всем предъявляемым требованиям. Принимаем выключатель LF1. Устанавливать данный выключатель будем в КРУ К-105-10-2000-УЗ.
6.2 Выбор разъединителей
Разъединитель — это контактный коммутационный аппарат, созданный для отключения и включения электронной цепи без тока либо с незначимым током, который для обеспечения сохранности имеет меж контактами в отключенном положении изоляционный просвет.
При ремонтных работах разъединителем создается видимый разрыв меж частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами, выведенными в ремонт.
Кроме этого основного предназначения разъединители употребляют также для остальных целей, так как их система это дозволяет, а конкретно:
1) для отключения и включения ненагруженных силовых трансформаторов маленький мощности и полосы ограниченной длины при строго установленных критериях;
2) для переключений присоединений РУ с одной системы сборных шин на другую без перерыва тока;
3) для заземления отключенных и изолированных участков системы при помощи вспомогательных ножей, предусматриваемых для данной цели.
Выбор разъединителя для РУ 110 кВ.
Принимаем разъединитель типа:
РНДЗ.1 — 110/1000 У1, РНДЗ.2 — 110/1000 У1 с одним (шинные разъединители) и 2-мя (линейные) заземляющими ножиками. характеристики разъединителей приведены в таблице 6.4.
Главные технические свойства разъединителей.
Таблица 6.4
Тип разъединителя
IНОМ, А
UНОМ., кВ
IТЕРМ, кА
Основных ножей/время,с
IТЕРМ, кА
Заземляющих ножей/время,с
IПРЕД.СКВ, кА
Основных ножей
IПРЕД.СКВ, кА
Заземляющих ножей
РНДЗ.1 — 110/1000 У1
1000
110
31,5/3
31,5/1
80
80
РНДЗ.2 — 110/1000 У1
1000
110
31,5/3
31,5/1
80
80
Выполним проверку данных разъединителей:
1. По номинальному напряжению:
2. По долговременному току:
3. По электродинамической стойкости:
4. По тепловой стойкости — по термическому импульсу тока КЗ:
а) Основных ножей:
б) Заземляющих ножей ножей:
Таковым образом, избранные разъединители удовлетворяют всем предъявленным требованиям. Принимаем разъединители: РНДЗ.1 — 110/1000 У1; РНДЗ.2 — 110/1000 У1.
Выбор разъединителя для РУ 35 кВ.
Принимаем разъединитель типа:
РНДЗ.1 — 110/1000 У1, РНДЗ.2 — 110/1000 У1 с одним (шинные разъединители) и 2-мя (линейные) заземляющими ножиками. характеристики разъединителей приведены в таблице 6.5.
Главные технические свойства разъединителей.
Таблица 6.5
Тип разъединителя
IНОМ, А
UНОМ., кВ
IТЕРМ, кА
Основных ножей/время,с
IТЕРМ, кА
Заземляющих ножей/время,с
IПРЕД.СКВ, кА
Основных ножей
IПРЕД.СКВ, кА
Заземляющих ножей
РНДЗ.1 — 35/1000 У1
1000
35
25/3
25/1
63
63
РНДЗ.2 — 35/1000 У1
1000
35
25/3
25/1
63
63
Выполним проверку данных разъединителей:
1. По номинальному напряжению:
2. По долговременному току:
3. По электродинамической стойкости:
4. По тепловой стойкости — по термическому импульсу тока КЗ:
а) Основных ножей:
б) Заземляющих ножей ножей:
Таковым образом, избранные разъединители удовлетворяют всем предъявленным требованиям. Принимаем разъединители: РНДЗ.1 — 35/1000 У1; РНДЗ.2 — 35/1000 У1.
Выбор разъединителя для РУ 10 кВ.
Принимаем разъединитель типа:
РВРЗ.III-2-10/2000УЗ, внутренней установки. характеристики разъединителя приведены в таблице 6.6.
Главные технические свойства разъединителей.
Таблица 6.6
Тип разъединителя
IНОМ, А
UНОМ., кВ
IТЕРМ, кА
Основных ножей/время,с
IТЕРМ, кА
Заземляющих ножей/время,с
IПРЕД.СКВ, кА
Основных ножей
IПРЕД.СКВ, кА
Заземляющих ножей
РВРЗ.III-2-10/2000УЗ
2000
10
31,5/4
31,5/1
85
85
Выполним проверку данных разъединителей:
1. По номинальному напряжению:
2. По долговременному току:
3. По электродинамической стойкости:
4. По тепловой стойкости — по термическому импульсу тока КЗ:
а) Основных ножей:
б) Заземляющих ножей:
Таковым образом, избранные разъединители удовлетворяют всем предъявленным требованиям.
Принимаем разъединитель: РВРЗ.III-2-10/2000УЗ
6.3 Выбор измерительных трансформаторов на ПС
6.3.1 Выбор измерительных трансформаторов тока
Трансформаторы тока предусмотрены для подключения измерительных устройств и реле защиты. Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, более комфортных для измерительных устройств и реле, также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высочайшего напряжения.
Применение трансформаторов тока обеспечивает сохранность при работе с измерительными устройствами и реле, так как цепи высшего и низшего напряжений разбиты; дозволяет унифицировать конструкции измерительных устройств для номинального вторичного тока 5 А (пореже 1 либо 2,5 А), что упрощает их Создание и понижает стоимость.
Погрешность трансформатора тока зависит от его конструктивных особенностей: сечения магнитопровода, магнитной проницаемости материала магнитопровода, средней длины магнитного пути. Зависимо от предъявляемых требований выпускаются трансформаторы тока с сердечниками классов точности: 0,2 ;0,5 ; 1 ; 3 ; 10, — это также токовая погрешность. Она зависит от перегрузки вторичной обмотки, с её повышением ТА работает с худшим классом точности. Нормально ТА работает в режиме, близком к току КЗ, потому разрыв вторичной обмотки, при протекании тока в первичной, не допустим.
Разглядим РУ 10 кВ.
Трансформаторы тока устанавливаем: в цепи трехобмоточного трансформатора со стороны низкого напряжения, в аква ячейках КРУ (на каждую фазу), каждой ячейке КРУ отходящих КЛ (на каждую фазу), в ячейках КРУ секционных выключателей (на каждую фазу). Земельные трансформаторы тока, учитывающие токи нулевой последовательности — не избираем.
Выберем трансформатор тока для вводных ячеек РУ 10 кВ. Результаты выбора и проверки других трансформаторов тока (в том числе и для РУ 110 кВ, РУ 35 кВ сведены в таблицы П 1.2, П 1.3, П 1.4).
Примем для напряжения 10 кВ трансформатор ТШЛК-10УЗ (Т — трансформатор тока, Ш — шинный, Л — литой, К — для КРУ). Технические характеристики данного ТА приведены в таблице 6.7.
Главные технические трансформатора тока ТШЛК-10УЗ.
Таблица 6.7
Тип
Трансформатора тока
IНОМ, А Первичный/ вторичный
UНОМ., кВ
iДИН, кА
IТЕРМ, кА, время в с
Z2НОМ, кА
КТ (Компьютерная томография — метод неразрушающего послойного исследования внутренней структуры объекта)
ТШЛК-10УЗ
2000/5
10
81
31,5/3
0,8
35
Список измерительных устройств (см. стр. 366 [2]), подключаемых к вторичной цепи трансформатора тока приведён в таблице П 1.1.
Выполним проверку данного ТА:
1. По номинальному напряжению:
2. По долговременному току:
3. По конструкции и классу точности:
Избираем класс точности 0,5, номинальная перегрузка данного класса точности ZНОМ.НАГР.=0,8 Ом.
4. По электродинамической стойкости:
5.По тепловой стойкости:
6. По вторичной перегрузке:
Т.к индуктивное сопротивление цепей не велико, то Z2. Вторичная перегрузка складывается из сопротивления устройств и переходного сопротивления контактов.
I2=5 А — обычное
Сопротивление контактов принимается равным 0,05 Ом при двух-трёх устройствах. Чтоб трансформатор тока работал в избранном классе точности, нужно выдержать условие:
Тогда:
Сечения соединительных проводов:
Удельное сопротивление материала
Длину соединительных проводов от ТА до устройств можно принять 4 метра (стр. 375 [2]).
Принимаем провод сечением 2,5 мм2, тогда:
Избранный трансформатор тока удовлетворяет всем условиям проверки. Принимаем трансформатор тока ТШЛК-10УЗ.
6.3.2 Выбор измерительных трансформаторов напряжения
Трансформатор напряжения предназначен для снижения высочайшего напряжения до обычного значения 100 либо 100/В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высочайшего напряжения.
Применение трансформаторов напряжения обеспечивает сохранность для людей, соприкасающихся с измерительными устройствами и реле, так как цепи высшего и низшего напряжения разбиты, дозволяет унифицировать конструкции измерительных устройств, обмоток реле для номинального напряжения 100 В, что упрощает Создание и понижает стоимость.
В согласовании со значением допустимой погрешности при определенных критериях работы трансформаторы напряжения разбиты на четыре класса точности: 0,2; 0,5; 1; 3.
Номинальный режим TV зависит от перегрузки во вторичной обмотке и находится в границах от до . Если перегрузка превосходит , установленную для данного класса точности, то TV перебегает в худший класс точности. Список устройств, подключаемых к трансформаторам напряжения на данной ПС, приведен в таблицах П 2.1, П 2.2. Технические свойства всех избранных трансформаторов приведены в приложении 2, таблица П 2.3.
Трансформатор напряжения проверяем по условиям:
1. По номинальному напряжению:
2. По конструкции и схеме соединения обмоток;
3. По классу точности;
Избираем класс точности 0,5.
4. По вторичной перегрузке:
Потребляемые мощности для трансформатора напряжения сводим в таблицу.
Расчёт вторичной перегрузки TV 10кВ делается по формуле:
Избираем трёхфазный трансформатор напряжения типа НАМИ-10-95УХЛ2 класса точности 0,5, мощность которого в избранном классе точности составляет 200 ВА.
Аналогично производим выбор TV установленных на РУ 110, и 35 кВ.
Для 35 кВ:
Избираем трёхфазный трансформатор напряжения типа НАМИ-35-УХЛ1 класса точности 0,5, мощность которого в избранном классе точности составляет 360 ВА.
Для 110 кВ:
Избираем трёхфазный трансформатор напряжения типа НАМИ-110-УХЛ1 класса точности 0,5, мощность которого в избранном классе точности составляет 250 ВА.
Выводы: В данной главе выбраны выключатели, разъединители, измерительные трансформаторы тока и напряжения на РУ 110, 35 и 10 кВ.
7. Выбор шин и ошиновок на подстанции
7.1 Выбор шин и ошиновок на РУ 110 кВ
В РУ 110 кВ используются гибкие шины, выполненные проводами АС, либо жёсткая ошиновка, выполненная дюралевыми проводами.
Выбор делается по нагреву (допустимому току):
— наибольший рабочий ток, протекающий по шинам;
— допустимый ток шины.
Избираем провод АС-400/22 (табл. П 3.3 [2]) (расстояние меж фазами 4 м, фазы размещаются горизонтально). Допустимый долгий ток:
Внешний поперечник привода d=26,6 мм
Избранные шины инспектируют по условиям:
1. По допустимому току:
2. Проверка шин на схлестывание не проводится, т.к:
3. Проверка на тепловое действие токов КЗ не проводится, т.к шины выполнены нагими проводами на открытом воздухе;
4. Проверка по условиям коронирования может не проводится, т.к согласно ПУЭ, для воздушной полосы 110 кВ малое сечение составляет 70 мм2.
Токоведущие части от выводов трансформатора до сборных шин производятся теми же проводами, что и шины.
7.2 Выбор шин и ошиновок на РУ 35 кВ
В РУ 35 кВ используются гибкие шины, выполненные проводами АС, либо жёсткая ошиновка, выполненная дюралевыми проводами.
Выбор делается по нагреву (допустимому току):
— наибольший рабочий ток, протекающий по шинам;
— допустимый ток шины.
Избираем провод АС-400/22 (табл. П 3.3 [2]) (расстояние меж фазами 4 м, фазы размещаются горизонтально). Допустимый долгий ток:
Внешний поперечник привода d=26,6 мм
Избранные шины инспектируют по условиям:
1. По допустимому току:
2. Проверка шин на схлестывание не проводится, т.к:
3. Проверка на тепловое действие токов КЗ не проводится, т.к шины выполнены нагими проводами на открытом воздухе;
4. Проверка по условиям коронирования может не проводится, т.к согласно ПУЭ, для воздушной полосы 35 кВ сечение кабеля марки АС превосходит мало допустимое.
Токоведущие части от выводов трансформатора до сборных шин производятся теми же проводами, что и шины.
7.3 Выбор шин и ошиновок на РУ 10 кВ
Больший ток в цепи сборных шин:
Т.к. перед РУ 10 кВ установлена «развилка», то на каждой секции будет , как следует:
Принимаем двухполосные шины 2х(60х10) мм2,
(см. таблицу 3.4 [2]).
1. Проверка по условию нагрева в длительном режиме:
2. Проверка на тепловую стойкость:
Тогда малое сечение:
Сечение избранной шины: 2х(60х10)=1200 мм2
3. Проверка на механическую крепкость:
Определим пролёт меж шинами, при условии, что частота собственных колебаний будет наиболее 200 Гц (единица частоты периодических процессов в Международной системе единиц СИ).
Считаем, что шины размещены плашмя, тогда по таблице 4.1 [2]:
Принимаем размещение пакета шин плашмя, пролёт 1,5 м, расстояние меж фазами 0,8 м.
Определим расстояние меж прокладками:
Где — расстояние меж осями полос
— момент инерции полосы:
— коэффициент формы (по рис. 4.5 [2]);
— масса полосы на 1 м, определяется по сечению q, плотности материала шин (для алюминия 2,7х10-3 кг/см3) и длины 100 см.
— модуль упругости материала шин (по таблице 4.2 [2])
Принимаем наименьшее
При трёх прокладках в пролёте:
Определяем силу взаимодействия меж полосами:
Напряжение в материале полосы:
Где — момент сопротивления одной полосы;
Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:
Где — момент сопротивления пакета шин;
что меньше допустимого (таблица 4.2 [2]). Таковым образом, шины механически высокопрочны.
Ошиновку в цепи трансформатора избираем так же из дюралевых двухполосных шин 2х(60х10) мм2.
Выводы: В данной главе были выбраны шины и ошиновки на РУ 110, 35 кВ, а так же в камерах КРУ 10 кВ.
Заключение
В процессе данной работы был произведен выбор типа и мощности основных трансформаторов, электронных схем распределительных устройств всех напряжений ПС 110/35/10, схемы питания собственных нужд, выбор электронных аппаратов и проводников. На подстанции инсталлируются трёхобмоточные трансформаторы для связи напряжений 110 и 35 кВ. Для выбора основного электрооборудования был произведен расчет токов недлинного замыкания, который показал, что наибольший ток недлинного замыкания добивается 14 кА , при маленьком замыкании на шинах НН . Были выбраны кабельные полосы, питающие РП, причём питание осуществляется от 2-ух секции РУ НН, что наращивает надежность снабжения потребителей. В согласовании с требованиями технического проектирования были выбраны выключатели (элегазовые на всех напряжениях), которые наиболее экономны и неопасны по сопоставлению с масляными и имеют наилучшие технические характеристики. Так же были выбраны разъединители; измерительные трансформатора тока и напряжения, для выбора которых был составлен список устанавливаемых измерительных устройств.
]]>