Проектирование электроснабжения города Нерчинска

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость новой

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Содержание

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

Введение

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

электроснабжение заземление кабельная линия

1. Краткая характеристика города

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

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

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

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

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

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

2. Технико-экономическое обоснование проекта

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

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

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

Категория потребителей в основном III.

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

Таблица№ 1 — максимальная и минимальная нагрузка.

Наименование

ПС или фидера.

Коэф. транс

формации

ТТ

Загрузка трансформаторов тока зима max

Загрузка трансформаторов тока лето min

1

2

2

4

5

6

7

1

ВЛ-110−18

150/5

30

20

18

12

2

ВЛ-35−214

100/5

19

19

5

5

3

Ввод 6кВ Т-1

1000/5

480

48

320

32

4

Ввод 6кВ Т-2

1000/5

295

29,5

0

0

5

Ф-2 Гаризон

100/5

28

28

13

13

6

Ф-10 Мясоком-

бинат

50/5

36

72

22

44

7

Ф-11 Связная-2

300/5

68

22,7

50

16. 7

8

Ф-19 Совхоз-

техникум

75/5

44

14,6

26

34. 7

9

Ф-23 Прийсковая

200/5

63

32

40

20

10

Ф-24 Меб. Фабрика

300/5

81

27

48

16

11

Ф-25 Госпиталь

150/5

55

36,7

35

23. 3

12

Ф-26 Связная-1

200/5

104

52

85

42. 5

13

Ф-27 ЖБИ

150/5

19

12,7

3

2

14

Ф-28 Компрес-

сорная

50/5

15

30

3

6

15

Ф-29 Гарнизон

150/5

16

10,7

4

2. 7

16

Ф-30 Водовод

150/5

8

5,3

2

1,3

17

Ввод 10кВ Т-3

150/5

69

46

23

15,3

18

Ф-1 В. Ключи

50/5

15

30

5

10

19

Ф-2 Алеур

20/5

9

45

3

15

20

Ф-3 СХТ

50/5

26

52

15

30

21

Ф-4 РРС

30/5

10

30

1

3,3

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

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

Согласно контрольных замеров:

Рср. з. =9405кВт

Qср. з=3135квар

Sср. з=9913,74кВА

Мощность трансформаторов определяем по формуле

, кВА (2. 1)

Где

Scp — средняя нагрузка потребителя,

кВА; n — число трансформаторов на подстанции;

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

Принимаем к установке два трансформатора марки ТДТН-10 000кВА

Проверяем загрузку трансформаторов в нормальном режиме по условию:

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

Sном. Т — номинальная мощность выбранного трансформатора, кВА;

n — число трансформаторов

(2. 2)

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

(2. 3)

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

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

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

Дополнительная перспективная нагрузка:

1. На ВЛ-35−214 — 0,8 МВт;

Всего с учетом коэффициента мощности: 9,62МВА

Проведем расчет работы трансформаторов с учетом дополнительной перспективной нагрузки: ,

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

Определим полную нагрузку подстанции с учетом дополнительной нагрузки:

, МВА (2. 3)

где: Sпол. ПС — полная нагрузка подстанции;

Sдоп — дополнительная нагрузка.

.

Проверим работу трансформаторов в режиме перегрузки:

(2. 4)

Условие проверки:

1,25< 1,4 — условие выполняется.

Проверим работу трансформаторов в режиме недогруза:

(2. 5)

Условие проверки:

(5)

0,67> 0,55 — условие выполняется.

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

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

Sном = 10 МВА = 10 000 кВА;

Uвн ном = 115 кВ; Uсн ном = 38,5 кВ; Uнн ном=11кВ; Ктип=0,5.

Определим необходимые для расчетов параметры:

типовую мощность трансформатора:

кВА (2. 6)

где Ктип — коэффициент типовой мощности.

общий номинальный ток:

(2. 7)

Загрузка трансформатора на стороне высокого, среднего и низкого напряжения:

Sвн = 7469,44кВА; Sсн = 3789,72кВА; Sнн = 1950кВА.

(2. 8)

, (2. 9)

кА (2. 10)

(2. 11)

Условие проверки:

I0 < I о ном (2. 12)

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

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

Вывод.

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

Провожу проверочный расчёт понижающего трансформатора ТМН 4000 35/10

Согласно контрольных замеров:

Рср. з. =1985,714кВт

Qср. з=406,83квар

Sср. з=2035,367кВА

Мощность трансформаторов определяем по формуле

, кВА (2. 13)

Где Scp — средняя нагрузка потребителя, кВА;

n — число трансформаторов на подстанции;

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

Принимаем к установке два трансформатора марки ТМН-2500кВА

Проверяем загрузку трансформаторов в нормальном и аварийном режимережиме по условию:

(2. 14)

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

Sном. Т — номинальная мощность выбранного трансформатора, кВА;

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

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

Производим технико-экономическое сравнение вариантов

I-устанавливаю трансформаторы ТМН-2500/35

II-оставлены в работе трансформаторы ТМН-4000/35

Экономическим показателем является минимум приведённых затрат, определённый по формуле:

З=Ен·К+И, тыс. руб/год (2. 15)

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

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

И — ежегодные эксплуатационные издержки определяются по формуле:

+в·?W, тыс. руб (2. 16)

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

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

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

?W=PxT+PkвІ·фв+PkнІфн, (2. 17)

Где ?Pх — потери холостого хода трансформатора, кВт;

Т — время работы трансформаторов, Т=8760часов;

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

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

Время использования максимальной нагрузки определяется по формуле:

, ч (2. 18)

Где Pi — активная мощность каждого периода, кВт;

ti — время потребления Рi, час

Рmax — максимальная активная мощность за весь период, кВт. Определяем Тmax — для обмоток высокого и низкого напряжения. Принимаем данные по показаниям счётчиков подстанции Т-3и отходящих фидеров по 10кВ данные расчётов свожу в таблице № 2. 2

Таблица № 2. расчёт мощностей на напряжение 10кВ.

Т-3

, t, час

УP, кВт

Тmax

1

2

3

4

12,62,8

744

939 523,2

1654,2

696

1 151 323

1657,6

744

1 233 254

1416,8

720

1 020 096

1149,4

744

855 153,6

781,2

720

562 464

702,8

744

522 883,2

723,8

744

538 507,2

988,4

720

711 648

1269,8

744

944 731,2

1495,2

720

1 076 544

1262,8

744

939 523,2

10 495 651

6331,836

фм=І·8760, час (2, 19)

ф=І·8760=5022час

Определяем суммарную мощность на стороне 35кВ. по формуле (2. 18) рассчитываю время использования максимальной нагрузки данные свожу в таблице № 2. 3

Таблица №.3 Тmax на стороне 35кВ

Суммарная

Р, кВт

`t'ч

УР, кВт

Тmax, ч

1

2

3

4

1998,15

744

1 486 624

1787,1

696

1 243 822

1710,45

744

1 272 575

1529,85

720

1 101 492

1311,45

744

975 718,8

1045,8

720

752 976

897,75

744

667 926

1058,4

744

787 449,6

1173,9

720

845 208

1412,25

744

1 050 714

1697,85

720

1 222 452

1998,15

744

1 486 624

12 893 580

6452,759

фм=І·8760, час (2, 19) ф=І·8760=5184час

Таблица№ 2.4 Тmax на стороне 10кВ

Вариант I: трансформатор ТМН 2500/35-

?Pх=4,35кВт, ?Pк=25кВт

?W=4,35·8760+25·І·5184+25І·5022=

176 091,17кВт/год

?W=176 091,17*1,02=179,6кВт/год

Капитальные затраты для варианта Iскладываются:

К1=Ст+См-Св. пр.; (2. 20)

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

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

Св. пр. — сумма от продажи трансформатора ТМН-4000/35 сторонней организации за 20% от первоначальной стоимости

Св. пр. =2,3*20%=46тыс. руб

К1=170+1000−46=1124 тыс. руб.

Ежегодные эксплуатационные издержки: по формуле 2. 16

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

Затраты по Iварианту

З1=0,12*1124+285,3=420,18 тыс. руб.

Вариант II: трансформаторы ТМН-4000/35-

?Рх==5,74,35кВт, ?Рк=33,525кВт

?W=5,7·8760+33,5·І·5184+33,5І·5022=

=122 158,6кВт/год

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

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

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

Результаты технико-экономических показателей сведены в таблице № 2. 5

Таблица №.4 — Технико-экономическое сравнение вариантов.

Вариант

?W·в, тыс. руб/год

И, тыс руб

К, тыс. руб.

З, тыс. руб

вариантI ТМН-4000/35

179,6

285,3

1124

420,18

вариантII ТМН-2500/35

124,602

124,602

----

124,602

Срок окупаемости замены трансформаторов:

То= (З1-З2) / (?W·в1+?W·в2), лет (2. 10)

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

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

3. Расчёт токов короткого замыкания в сети высокого напряжения

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

I (3) К-1 max=2200А раб. 1940

I (3) К-1 min=1300Араб. 1200

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

Для расчёта схемы замещения запишем следующие исходные параметры элементов схемы:

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

Т-1, Т-2

Sн. т. =10 000кВА

Uвн=115кВ Uк вн-сн=10,5%

Uсн=38,5кВUк вн-нн=17%

Uнн=11кВUк сн-нн=6%

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

Работа трансформаторов отдельная.

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

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

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

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

3.1 Расчёт токов КЗ на шинах 110кВ

Воспользуемся методом точного приведения в относительных единицах (ТПОЕ)

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

базисная мощность-Sб=100МВ*А;

базисное напряжение Uб=Uср ном. =115 кВ;

базисный ток =. (3. 1)

сопротивление базисное (3. 2)

Система:

; (3. 3)

(3. 4)

(3. 5)

Линии:

(3. 6)

Хл. min=0,157о. е.

Трансформаторы:

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

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

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

(3. 7)

ХТ-1с=ХТ-2с=0

(3. 8)

Максимальный режим:

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

Х2=XТ-1 В // ХТ-2в==0,535о. е. (3. 9)

ХУ= ХУ= (3. 10)

I (3) к2max= (3. 11)

I (3) к2max=

Минимальный режим:

Х1=Хс. min+Xл. min=0,038+0,157+=0, 195о. е. (3. 12)

ХУ=Х1 // Хтн1==о. е. (3. 13)

I (3) к2min (3. 14)

3.2 Расчёт токов КЗ на шинах 35кВ

Принимаем базисные величины:

базисная мощность-Sб=100МВ*А;

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

базисный ток =. (3. 1)

сопротивление базисное (3. 2)

Система:

; (3. 3)

(3. 4)

(3. 5)

Линии:

(3. 6)

,

Хл. min=0,17о. е.

Трансформаторы:

(3. 7)

для трансформатора Т-3

Sн. т. =2500кВА

Uвн=35кВUк. Вн-нн=6,5%

Uнн=11кВ

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

Линии:

(3. 6)

Хл. min=0,6о. е

Трансформатор.

(3. 7)

Максимальный режим:

Х1=Хс. max+Xл. max+0,08+0,0025=0,0825о. е. (3. 15)

Х2=XТ-1 В // ХТ-2 В ==о. е. (3. 16)

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

Х4= X1+Х2=0,0825+0,0595=0,142о. е. (3. 9)

ХУ= (3. 9)

I (3) к2max= (3. 10)

I (3) к2max=

Минимальный режим:

Х1=Хс. min+Xл. min+XТ-1в=0,16+0,038+0,119=0,317о. е. (3. 11)

Х2=ХТ-3+Хл2=0,291+0,6=0,29 106о. е. (3. 17)

Х3=ХУ=Х1 // Х2=

I (3) к2min (3. 13)

3.3 Расчёт токов КЗ на шинах 10кВ

Базисные условия:

Sб=100мВА;

Uб=11кВ

Базисный ток кА (3. 1)

Сопротивление базисное: (3. 2)

Система:

; (3. 3)

(3. 5)

Линии:

*КТІ (3. 6)

Хл. min=0,0006о. е.

Линии:

(3. 6)

Хл. min=0, 192о. е.

Трансформаторы:

(3. 7)

Максимальный режим:

Х1=Хс. max+Xл. max= 0,0026+0,096=0,0986о. е. (3. 9)

Х2= Хт3+Хл2=0,291+0,0001=0,2911о. е.

Х3=ХТ1 В // ХТ2в=0,12/2=0,06о. е.

Х4=Х1+Х5=0,0986+0,06=0,1586о. е.

ХУ=Х4+Х2=0,2911+0,1586=0,4497о. е.

I (3) к2max (3. 10)

I (3) к2max

Минимальный режим:

Х1 =Хс. min+Xл. min+ХТ1в=0,0045+0, 192=0, 1965о. е. (3. 11)

Х2=ХТ3+ХЛ2=0,291+0,0006=0,2916о. е.

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

I (3) к2min= (3. 10)

I (3) к2min=

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

Принимаем базисные величины:

базисная мощность-Sб=100МВ*А;

базисное напряжение Uб=Uср ном. =11 кВ;

базисный ток =. (3. 1)

сопротивление базисное

Система:

; (3. 3)

(3. 4)

(3. 5),

Линии:

(3. 6)

Хл. min=0,157о. е.

Трансформаторы:

(3. 7)

(3. 8)

Трансформаторы:

Максимальный режим:

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

Х2=Хт1 В // ХТ2в=0,537о. е.

Х3=ХТн1 // ХТн2=0,673/2=0,337о. е.

ХУ=0,537+0,337+0,1=0,975о. е.

I (3) к2max= (3. 10), I (3) к2max=

Минимальный режим:

Х1=Хс. min+Xл. min=0,038+0,157=0, 195о. е. (3. 11)

Х2=ХТв1+Х1=1,27о. е.

Х3=Х2+ХТ1н=1,27+0,673=1,943о. е.

I (3) к2max= (3. 10)

I (3) к2max=

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

Таблица № 5 сопротивление кабельных линий.

кл

L, км

R,

Ом/км

Х,

Ом/км

S. б

О. е.

U. бІ

кВ

Худ,

О. е.

Х,

О. е.

1

2

3

4

5

6

7

8

Кл-27

0,04

0,326

0,083

100

121

0,336

0,0009

Кл-28

0,14

0,326

0,083

100

121

0,336

0,003

Кл-10

0,172

0,258

0,081

100

121

0,27

0,03

Кл-23

0,116

0,443

0,086

100

121

0,451

0,035

Кл-19

0,152

0,443

0,086

100

121

0,451

0,033

Кл-24

0,126

0,326

0,083

100

121

0,336

0,003

Кл-25

0,114

0,326

0,083

100

121

0,336

0,003

Кл-26

0,1

0,258

0,081

100

121

0,27

0,0018

Кл-11

0,12

0,258

0,081

100

121

0,27

0,0018

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

3.5 Расчёт однофазного КЗ на землю110кВ

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

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

Базисные условия:

Sб=100МВА;

Uб=110кВ

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

ХУ=0,084о. е.

ЕУ=1о. е.

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

ХУ=0,084о. е.

Схема замещения нулевой последовательности представлена на рисунке 2

Рисунок 2 — Схема замещения

Параметры схемы замещения:

(3. 18)

(3. 19)

для двухцепной линии с тросом.

(3. 20)

Хн=0

Сворачиваю схему: Х1=Хс+Хл=0,022+0,234=0,256о. е. (3. 21)

Х2= ХТ-в-½=1,07/2=0,535о. е. (3. 22)

ХУ0= (3. 23)

ХУ0= (3. 24)

Ток однофазного КЗ на землю в точке К-1:

IА1 (1) = (3. 25)

IА1 (1) =

IА2 (1) = IА1 (1) =IА1 (1) =1,47кА

Ток повреждённой фазы:

IА (1) =3* IА1 (1) (3. 26)

IА (1) =3*1,47=4,416кА

3.5 Результаты расчётов токов КЗ

Определим ударный ток КЗ по формуле:

iуд=Ку*v2*Iк. (3) max, кА (3. 27)

Где Ку ударный коэффициент для цепей рассчитываемый без учёта активных нагрузок согласно (Л-2-таблица 2. 45) (Ку=1,7)

iудК-1=1,7*v2*5,79=13,92кА

iудК-2=1,7*v2*15,72=37,8кА

iудК-3=1,7*v2*5,4=12,98кА

Мощность Кз определяем по формуле:

Sк1=v3•Uн•Iк (3) max (3. 28)

Sк1=v3*115*5,79=1151,92МВА

Sк2=v3*38,5*15,72=1047МВА

Sк3=v3*11*5,4=102,76МВА

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

Таблица № 6 — Результаты расчёта токов КЗ:

Шины 110кВ

Шины 35кВ

Шины10кВ

Iк. (3) max, кА

5,79

15,72

5,4

Iк. (3) min, кА

3,34

10

2,7

Iуд, кА

13,92

37,8

12,98

Sк, кА

1151,92

1047

102,76

Iк. (1) max,

4,416

3.6 Расчёт токов КЗ отходящих фидеров и КТП

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

Составляю схему замещения:

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

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

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

Zтр-ра=vХІ+RІ=v23,4І+50,5І=55,5Ом

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

(23)

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

U — среднее напряжение ступени, принимаемое U=1. 05UНОМ = 400кВ для практических расчетов.

Ударный ток КЗ:

(28)

где kу =1,3 — ударный коэффициент;

Наибольшее действующее значение тока КЗ:

(29)

Ток двухфазного КЗ:

(30)

Все аналогичные расчеты сведем в таблицу 6.

№ТП

Хвл-1

Хвл-2

Хт

Iкз

iуд

493 100

0,2541

0,2975

55,65 797

56, 20 957

4,108 555

7,553 486

415 400

1,8249

0,1625

13,18 977

15,17 717

15,21 628

27,9748

36 400

1,8249

0,546

13,18 977

15,56 067

14,84 127

27,28 535

419 400

1,9635

0,6545

13,18 977

15,80 777

14,60 928

26,85 883

489 160

0,4508

0,5355

33,94 584

34,93 214

6,611 107

12,15 437

400

0,4508

0,5355

13,18 977

14,17 607

16,29 084

29,95 035

598 400

0,5152

0,2295

13,18 977

13,93 447

16,5733

30,46 964

490 320

0,644

0

13,18 977

13,83 377

16,69 394

30,69 144

491 250

0,805

0, 1932

21,34 596

22,34 416

10,33 559

19,175

492 400

1,0948

0,238

13,18 977

14,52 257

15,90 215

29,23 575

424,63

1,3524

0

88,97 061

90,32 301

2,556 825

4,700 665

425,250

1,771

0

21,34 596

23,11 696

9,990 073

18,36 653

430,100

2,1896

0,0595

55,65 797

57,90 707

3,988 116

7,332 061

442,250

2,1896

2,0825

21,34 596

25,61 806

9,14 738

16,57 339

445,160

2,5116

0

33,94 584

36,45 744

6,334 513

11,64 586

39,630

2,737

0,119

9,848 858

12,70 486

18,17 731

33,41 857

461,180

2,9302

0,0595

23,70 232

26,69 202

8,652 028

15,90 656

02 63

1,4364

0,1785

88,97 061

90,58 551

2,549 415

4,687 043

03 160

1,5309

0,578

33,94 584

36,5 474

6,405 264

11,77 593

13 100

1,5309

1,105

55,65 797

58,29 387

3,961 653

7,283 411

586 100

1,9089

0,4655

55,65 797

58,3 237

3,979 505

7,316 231

587 160

0

0

33,94 584

33,94 584

6,803 193

12,50 752

588 160

2,1357

0

33,94 584

36,8 154

6,400 506

11,76 719

589 250

2,1546

0,5355

21,34 596

24,3 606

9,608 068

17,66 422

26 400

1,568

0,17

13,18 977

14,92 777

15,4705

28,44 218

477 180

1,8354

0

33,94 584

35,78 124

6,454 223

11,86 595

20 400

0,805

0,065

13,18 977

14,5 977

16,4256

30, 19 809

528 100

1,82

0

55,65 797

57,47 797

4,17 889

7,386 799

I наиб

Iк2

524 160

2,093

0

33,94 584

36,3 884

6,40 809

11,78 113

5, 196 956

0,866 025

529 100

0,7735

0,119

39,32 073

40,21 323

5,742 888

10,55 817

19,24 725

0,866 025

73 100

1,5925

0

39,32 073

40,91 323

5,644 631

10,37 753

18,77 289

0,866 025

57 320

2,275

0

13,18 977

15,46 477

14,9333

27,45 455

18,47 944

0,866 025

536 250

2,912

0,2975

21,34 596

24,55 546

9,404 837

17,29 058

8,362 462

0,866 025

542 400

2,912

0,2975

13,18 977

16,39 927

14,8 234

25,89 007

20,60 647

0,866 025

534 100

3,0485

0,119

39,32 073

42,48 823

5,43 539

9,992 843

20,96 375

0,866 025

72 250

3,276

0

21,34 596

24,62 196

9,379 436

17,24 388

21,11 635

0,866 025

543 160

3,5945

0

33,94 584

37,54 034

6,151 785

11,30 992

13,0736

0,866 025

74 400

0,819

0,425

13,18 977

14,43 377

15,99 999

29,41 562

20,11 481

0,866 025

52 630

2,912

0,0626

9,848 858

12,82 346

18,919

33,1095

3,234 156

0,866 025

400

2,912

0,0626

13,18 977

16,16 437

14,28 699

26,2663

12,63 655

0,866 025

478 630

3,549

0,476

9,848 858

13,87 386

16,6457

30,60 275

5,44 612

0,866 025

630

3,549

0,476

9,848 858

13,87 386

16,6457

30,60 275

11,40 284

0,866 025

481 100

2,6082

0,2275

55,65 797

58,49 367

3,948 121

7,258 532

8,12 595

0,866 025

480 100

2,6404

0

55,65 797

58,29 837

3,961 347

7,282 849

22,99 268

0,866 025

483 160

3,22

0,357

33,94 584

37,52 284

6,154 654

11,31 519

10,94 405

0,866 025

482 160

3,703

0

33,94 584

37,64 884

6,134 057

11,27 733

3,224 784

0,866 025

484 320

4,025

0

13,18 977

17,21 477

13,41 523

24,6636

8,102 089

0,866 025

485 250

4,0572

0,1785

21,34 596

25,58 166

9,27 565

16,59 698

5,11 139

0,866 025

488 180

4,2182

1,9635

33,94 584

40,12 754

5,755 153

10,58 072

5,3 372

0,866 025

48 40

4,6046

0

141,6407

146,2453

1,579 128

2,903 192

8,605 435

0,866 025

51 160

4,7334

0,952

33,94 584

39,63 124

5,827 224

10,71 322

8,96 071

0,866 025

463 180

0,8505

0,0455

33,94 584

34,84 184

6,628 241

12,18 587

12,15 335

0,866 025

404 400

0,8883

0,119

13,18 977

14, 19 707

16,26 675

29,90 605

19,56 881

0,866 025

407 560

1,1151

0

9,848 858

10,96 396

21,6 357

38,7249

8,164 018

0,866 025

510 100

1,1718

0,119

55,65 797

56,94 877

4,55 225

7,455 441

20,77 692

0,866 025

511 160

1,3797

0

33,94 584

35,32 554

6,537 483

12,1 902

5,82 272

0,866 025

66 250

0,8505

1,5925

21,34 596

23,78 896

9,707 869

17,8477

8,105 663

0,866 025

250

0,8505

1,5925

21,34 596

23,78 896

9,707 869

17,8477

7,264 243

0,866 025

495 100

1, 1907

0

55,65 797

56,84 867

4,62 366

7,468 569

7,139 956

0,866 025

68 100

1,2474

0

55,65 797

56,90 537

4,58 318

7,461 127

18,8893

0,866 025

497 250

1,3608

0,476

21,34 596

23,18 276

9,961 718

18,3144

11,89 628

0,866 025

69 160

1,3986

0,6545

33,94 584

35,99 894

6,415 192

11,79 419

17,81 291

0,866 025

14 160

1,4553

0,2 125

33,94 584

35,42 239

6,519 608

11,98 615

6,875 285

0,866 025

70 160

1,4553

0,102

33,94 584

35,50 314

6,50 478

11,95 889

11,86 415

0,866 025

100

1,4553

0,102

55,65 797

57,21 527

4,36 337

7,420 715

7,781 461

0,866 025

466 160

0,455

0,1785

33,94 584

34,57 934

6,678 558

12,27 838

20,23 856

0,866 025

250

0,455

0,1785

21,34 596

21,97 946

10,50 709

19,31 705

22,78 003

0,866 025

30 160

0,819

0,425

33,94 584

35,18 984

6,562 693

12,6 536

18,7 177

0,866 025

470 160

0,8645

0

33,94 584

34,81 034

6,634 239

12, 1969

21,5 533

0,866 025

475 100

1,365

0,119

55,65 797

57,14 197

4,41 514

7,430 234

21,5 533

0,866 025

472 250

1,092

0,238

21,34 596

22,67 596

10,18 436

18,72 372

4,994 022

0,866 025

473 400

1,274

0,357

13,18 977

14,82 077

15,58 219

28,64 752

5,10 752

0,866 025

474 400

1,365

0,1785

13,18 977

14,73 327

15,67 474

28,81 765

7,78 509

0,866 025

476 160

2,093

0

33,94 584

36,3 884

6,40 809

11,78 113

7,759 036

0,866 025

545 250

0,273

0

21,34 596

21,61 896

10,6823

19,63 916

16,96 907

0,866 025

547 250

0,5915

0,2975

21,34 596

22,23 496

10,38 635

19,9 507

11,41 907

0,866 025

544 63

0,728

0

88,97 061

89,69 861

2,574 623

4,733 387

7,279 756

0,866 025

550 250

0,8645

0,1785

21,34 596

22,38 896

10,31 491

18,96 373

1,997 457

0,866 025

414 400

0,91

0,1785

13,18 977

14,27 827

16,17 424

29,73 597

7,37 092

0,866 025

553 400

1,5015

0,238

13,18 977

14,92 927

15,46 895

28,43 932

8,384 135

0,866 025

552 630

1,6835

0

9,848 858

11,53 236

20,0254

36,81 625

20,57 599

0,866 025

4. Выбор оборудования

4.1 Выбор шин

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

На стороне 110 кВ наиболее мощным присоединением является присоединение питающей линии

А (4. 1)

В режиме аварийной нагрузки:

(4. 2)

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

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

(4. 3)

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

Проверка по условию коронирования — согласно [1] минимальное сечение для воздушных линий 35 кВ составляет 120 мм2, поэтому необходимо провести расчет по условию коронирования.

Номинальная критическая напряженность определяется по формуле:

(4. 4)

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

ro - радиус провода

Напряженность электрического поля около поверхности провода определяется по выражению:

(4. 5)

где Dcр — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см

(4. 6)

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

Условия проверки:

(41)

Условие выполняется.

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

На стороне 35кВ

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

присоединение питающей линии

А (4. 1)

В режиме аварийной нагрузки:

(4. 2)

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

Фазы расположены горизонтально с расстоянием l между фазами 290 см.

Проверим выбранный провод по условиям нагрева:

(4. 3)

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

Проверка по условию коронирования — согласно [1] минимальное сечение для воздушных линий 35 кВ составляет 120 мм2, поэтому необходимо провести расчет по условию коронирования.

Номинальная критическая напряженность определяется по формуле:

(4. 4)

где m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода,

m=0,82, ro - радиус провода

Напряженность электрического поля около поверхности провода определяется по выражению:

(4. 5)

где Dcр — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см

(4. 6)

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

Условия проверки:

(4. 7)

Условие выполняется.

На стороне 10 кВ

(4. 1)

(4. 2)

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

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

Фазы расположены горизонтально с расстоянием l между фазами 180 см.

Проверим выбранный провод по условиям нагрева:

(4. 9)

— проверка шин на термическую стойкость:

(4. 8)

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

Вк — тепловой импульс квадратичного тока

Где t0-время отключения тока КЗ, с

t0=tр. з. +tо. в. =0,1+0,2=0,3c;

Та — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с согласно (таблице 2. 45. Л1) Та=0,02с

Вк=1279І* (0,3+0,02) =52,5кАІс

,

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

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

(4. 11)

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

(4. 12)

Рисунок 4 — Шины расположены на ребро.

J=0. 72*bі*h

J=0. 72*0. 8і*10=3,68cmІ·І

Если шины расположены на изоляторах плашмя.

Рисунок 5.

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

Определим расстояние между прокладками:

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

Е — модуль упругости материала шин=70мПа

Jn — момент инерции полосы,

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

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

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

Расчётный пролёт:

Определяем силу взаимодействия между полосами по формуле:

Напряжение в материале:

Где Wn — момент сопротивления одной полосы, смі

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:

Где Wф — момент сопротивления шины, смІ

Условия выбора:

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

4.2 Выбор изоляторов

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

Условия выбора:

— по номинальному напряжению

(4. 17)

110кВ=110кВ

— по допустимой нагрузке на изолятор:

(4. 18)

где Fрасч — сила, действующая на изолятор,

Fдоп — допустимая нагрузка на головку изолятора.

Fдоп=0,6 Fразр (4. 19)

где Fразр - разрушающая сила на изгиб

Fдоп = 0,6*2000= 1200 кгс

Расчетная сила определяется по формуле:

(4. 20)

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

а — расстояние между фазами, 300 см

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

(4. 21)

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

Условия выбора:

— по номинальному напряжению

(4. 17), 35кВ=35кВ

— по допустимой нагрузке на изолятор:

(4. 18)

где Fрасч — сила, действующая на изолятор,

Fдоп — допустимая нагрузка на головку изолятора.

Fдоп=0,6 Fразр (4. 19)

где Fразр - разрушающая сила на изгиб

Fдоп = 0,6*1000= 600 кгс

Расчетная сила определяется по формуле:

(4. 20)

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

а — расстояние между фазами, 150 см

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

(4. 21)

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

Условие выбора:

— по номинальному напряжению

(4. 17)

10кВ< 10кВ

— по допустимому усилию на изолятор

(4. 18)

Fдоп = 0,6 ·Fразр кгс

Fдоп = 0,6 ·1600 = 960 кгс

Расчетная сила определяется:

(4. 19)

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

а=80см — расстояние между фазами

Кп=1 — поправочный коэффициент по [1]

(4. 20),

Условие выполнено.

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

Условие выбора:

— по номинальному напряжению

(4. 17)

10кВ=10кВ

— по допустимому усилию на изолятор

(4. 18)

Fдоп = 0,6 ·Fразр кгс

Fдоп = 0,6 ·1600 = 960 кгс

Расчетная сила определяется:

(4. 19)

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

а=80см — расстояние между фазами

Кп=1 — поправочный коэффициент по [1]

(4. 20)

Условие выполнено.

4.3 Выбор выключателей

К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования:

— надежность отключения любых токов;

— быстрота действия;

— возможность быстрого включения выключателя сразу после отключения;

— легкость ревизии и осмотра контактов;

— взрыво — и пожаробезопасность

Выбор высоковольтных выключателей производится:

— по конструктивному выключению и месту установки;

— по номинальному напряжению:

Uном? Uраб, кВ; (4. 21)

— по номинальному току:

Iном? Iраб, кВ. (4. 22)

Выбранный выключатель проверяется:

— по отключающей способности

Iном. откл? I к, кА (4. 23)

где Iном. откл — номинальный ток отключения выключателя по каталогу, кА; I к — ток трехфазного к. з., кА.

— по предельному периодическому току к. з. :

Iпр. с? I к, кА (4. 24)

где Iпр. с — эффективное значение периодической составляющей предельного сквозного тока к. з. по каталогу, кА;

— по ударному току к. з. :

iпр. с ?iу, кА (4. 25)

где iпр. с — амплитудное значение предельного сквозного тока к. з. по каталогу, кА;

iу — ударный ток к. з., кА;

— на термическую стойкость:

I2т tтк, кА2·с (4. 26)

Iт — предельный ток термической стойкости по каталогу, кА;

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

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

, кА2·с, (4. 27)

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

tоткл = tр. з. + tоткл. В, с (4. 28)

где tр. з. - время срабатывания релейной защиты, с;

tоткл. В — собственное время отключения выключателя;

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

Та = 0,05 с по [9]

Краткая характеристика элегазовых выключателей:

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

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

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

— рабочие значения температуры окружающего воздуха при эксплуатации:

нижнее — минус 55 °C;

верхнее — плюс 45 °C.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

— отсутствие феррорезонанса в сетях при эксплуатации выключателя;

— низкий уровень шума при срабатывании соответствующий высокими природоохранными требованиями;

— низкие динамические нагрузки на фундаменте опоры.

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

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

Таблица № 7 — Выбор выключателей 110 кВ

Проверяемая величина

Условия проверки

Расчетные данные

Каталожные данные

Напряжение установки, кВ

Uном? Uраб

110

110

Номинальный длительный ток, А

Iном? Iраб

73,5

2500

Отключающая способность, кА

Iном. откл? I к

22

40

Предельный периодический ток к. з., кА

Iпр. с? I к

22

40

Ударный ток к. з., кА

iпр. с ?iу

13,92

100

Термическая стойкость, кА2·с

I2т tтк

84,7

403·3=4800

Выбор и проверку выключателей сведем в таблицы:

Таблица № 8 — Выбор выключателей на ОРУ-35

Проверяемая величина

Условия проверки

Расчетные данные

Каталожные данные

Напряжение установки, кВ

Uном? Uраб

35

35

Номинальный длительный ток, А

Iном? Iраб

231

630

Отключающая способность, кА

Iном. откл? I к

15,72

20

Ударный ток к. з., кА

iпр. с ?iу

37,8

52

Термическая стойкость, кА2·с

I2т tтк

65,8

202·3=1200

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

Проверяемая величина

Условия проверки

Расчетные данные

Каталожные данные

Напряжение установки, кВ

Uном? Uраб

35

35

Номинальный длительный ток, А

Iном? Iраб

57,8

630

Отключающая способность, кА

Iном. откл? I к

19,4

20

Ударный ток к. з., кА

iпр. с ?iу

37,8

52

Термическая стойкость, кА2·с

I2т tтк

65,8

202·3=1200

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

Таблица № 10 — Выбор вводных выключателей 10кВ

Проверяемая величина

Условия проверки

Расчетные данные

Каталожные данные

Напряжение установки, кВ

Uном? Uраб

10

10

Номинальный длительный ток, А

Iном? Iраб

202,3

2000

Отключающая способность, кА

Iном. откл? I к

12,83

20

Ударный ток к. з., кА

iпр. с ?iу

30,85

80

Термическая стойкость, кА2·с

I2т tтк

15,7

31,5І*3=2977

Таблица№ 11 — Выбор выключателей 10 кВ отходящих фидеров

Проверяемая величина

Условия проверки

Расчетные данные

Каталожные данные

Напряжение установки, кВ

Uном? Uраб

10

10

Номинальный длительный ток, А

Iном? Iраб

141

2000

Отключающая способность, кА

Iном. откл? I к

5,4

20

Предельный периодический ток к. з., кА

Iпр. с? I к

5,4

20

Ударный ток к. з., кА

iпр. с ?iу

12,79

80

Термическая стойкость, кА2·с

I2т tтк

28,8

31,5І*3=2977

На стороне 35кВ — ОРУ-35 в качестве выключателей примем вакуумные выключатели наружной установки ВБЗЕ-35−20/630-У1. по климатическим условиям выключатели подойдут для нашего климата (Пределы температур: от+45С до-45С)

На стороне 10 кВ установлены комплектные распределительные устройства типа К-XXVI. Для установки в данные КРУ выбираем вакуумные выключатели серии ВВ/TEL-10:

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

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

Преимущества вакуумных выключателей:

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

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

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

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

— полная взрыво- и пожаробезопасность;

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

— повышенная устойчивость к ударным и вибрационным нагрузкам;

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

— отсутствие загрязнения окружающей среды;

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

— высокое быстродействие;

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

4.4 Выбор разъединителей

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

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

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

Таблица № 12 — Выбор разъединителей 110 кВ

Проверяемая величина

Условия проверки

Расчетные данные

Каталожные данные

Напряжение установки, кВ

Uном? Uраб

110

110

Номинальный длительный ток, А

Iном? Iраб

73,5

1000

Ударный ток к. з., кА

iпр. с ?iу

13,92

63

Термическая стойкость, кА2·с

I2т tтк

5,1

1885кАІc

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

Таблица № 13 Отходящие фидера 35кВ

Проверяемая величина

Условия проверки

Расчетные данные

Каталожные данные

Напряжение установки, кВ

Uном? Uраб

35

35

Номинальный длительный ток, А

Iном? Iраб

58,7

1000

Ударный ток к. з., кА

iпр. с ?iу

37,8

63

Термическая стойкость, кА2·с

I2т tтк

43,2

1885кАІc

Таблица № 14 — Выбор разъединителей 10 кВ

Проверяемая величина

Условия проверки

Расчетные данные

Каталожные данные

Напряжение установки, кВ

Uном? Uраб

10

10

Номинальный длительный ток, А

Iном? Iраб

202,3

2000

Ударный ток к. з., кА

iпр. с ?iу

30,85

80

Продолжение таблицы 7

Термическая стойкость, кА2·с

I2т tтк

29,1

2977

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

4.5 Выбор трансформаторов тока

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

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

Расчет нагрузки трансформаторов тока (ТА) сводим в таблицу.

Таблица № 15 — Расчет нагрузки ТА-110 кВ

Прибор

Тип

Нагрузки по фазам, В·А

А

В

С

Амперметр

Э-335

-

0,5

-

Ваттметр

Д-335

0,5

-

0,5

Варметр

Д-335

0,5

-

0,5

Счетчик активной энергии

ЦЭ-6805В

0,2

-

0,2

Счетчик реактивной энергии

ЦЭ-6811

0,3

-

0,3

Итого

1,5

0,5

1,5

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

Произведем расчет сопротивления приборов:

, Ом (4. 29)

где Sприб — мощность потребляемая приборами,

I2 — номинальный вторичный ток прибора

Для обеспечения работы трансформаторов тока в выбранном классе точности должно выполняться условие:

(4. 30)

где Z - вторичная нагрузка трансформатора тока (по справочным данным), Zконт — сопротивление контактов, Zконт=0,1 Ом,

Zпров = 1,2 — 0,06 — 0,1 = 1,04 Ом

Определим сечение соединительных проводов:

(4. 31)

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

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

Выбираем кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.

Сопротивление проводов:

Вторичная расчетная нагрузка ТА:

Z2 расч=Zприб+Zпров+Zконт, Ом (4. 32)

Z2 расч=0,06+0,91+0,1=1,07 Ом

Z2 расч < Z (4. 33)

Условия проверки трансформаторов тока:

— по напряжению:

Uном? Uуст; кВ (4. 34)

110 кВ = 110 кВ;

— по длительному току:

Iр. max? I; А (4. 35)

Показать Свернуть
Заполнить форму текущей работой