Наименование

Расчетный уровень, МВА

Шины 10 кВ

2.25

Шины 35 кВ

1.Сельское хозяйство

2.Леспромхоз

3.Торфобрикетный завод

5.21

2

4

Итого на 35 кВ

11.21

Итого по подстанции

13.76

Тип

Qном,

КВАр

Габаритные размеры, мм

Масса,

кг

длина

ширина

высота

УКЛ-10-450 УЗ

450

3810

82

1600

1170

Мощность

Интервал времени, час

0 – 4

4 – 8

8 – 14

14 – 21

Мощность

Интервал времени, час

0 – 4

4 – 8

8 – 14

14 – 21

21 – 24

P, МВт

7.08

8.08

7.08

9.08

7.08

Q, МВАр

5.12

5.84

5.12

6.57

5.12

S, МВА

8.73

9.97

8.73

11.21

8.73

Мощность

Интервал времени, час

0 – 4

4 – 8

8 – 14

14 – 21

21 – 24

P, МВт

1.63

1.86

1.63

2.09

1.63

Q, МВАр

0.79

0.9

0.79

1.01

0.79

S, МВА

1.80

2.1

1.8

2.32

1.8

Наименование нагрузки

Установленная мощность, кВт

h

Cosj

Tgj

Расчетная нагрузка на трансформатор

Летом

Зимой

Коэффициент спроса

P

Q

Коэффициент спроса

P

Q

Мощность единицы 5 кол-во

Общая мощность

КВт

квар

кВт

квар

КРУН отопление, вентиляция

-

11

1

1

0

1

11

-

1

11

-

Наружное освещение ПС

0,358

2.4

1

1

0

0,7

0,84

-

0,7

0,84

-

КРУН освещение

-

1

1

1

0

1

1

-

1

1

-

Аппаратура связи

-

1,2

1

1

0

1

1,2

-

1

1,2

-

Обогрев шкафов КРУН

1514

14

1

1

0

-

-

-

1

14

-

Обогрев выключателей

553

15

1

1

0

-

-

-

1

15

-

Обогрев пружины заводки выключателей 110 кВ

1,153

3,3

1

1

0

-

-

-

1

3,3

-

Охлаждение трансформаторов Т1, Т2

252

4

1

1

0

1

4

-

1

1

-

Отопление ОПУ

-

33

1

1

0

-

-

-

1

33

-

Освещение, вентиляция ОПУ

-

4

1

1

0

1

4

-

1

4

-

ИТОГО

22,04

84,34

S_ном, кВА

U_вн, кВ

U_нн, кВ

P_хх , кВт

Р_к, кВт

U_к,%

I_хх,%

100

10

0.4

0.22

1.28

4.5

2.8

Мощность

Интервал времени, час

0 – 2402

2402 – 4945

4945 – 8760

P, МВт

13.76

11.8

10.3

S, МВА

11.87

10.2

8.91

Тип

тр-ра

S_н

мва

U_ном, кВ

P_х

кВт

P_к

кВт

U_к , %

I_хх

%

Цена т.р

ВН

СН

НН

В-С

В-Н

С-Н

ТДТН

-10000

10

110

35

11

17

76

10.5

17.5

6.5

1

51

ТДТН-16000

16

110

35

11

21

100

11

17.5

6.5

0.8

62

2.7 Технико-экономический расчёт трансформаторов (по приведённым затратам)

З=Р_н×К_т+И , (2.14)

где Р_н – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений ,

К_т – стоимость трансформатора ,

И =И_а+И_А- ежегодные эксплуатационные издержки , (2.15)

И_а =D×n×К_т×а_г – издержки на амортизацию, (а_г =0.1) , (2.16)

И_А= в×А_гг – издержки из-за потерь электроэнергии , (2.17)

D – коэффициент приведения, учитывающий современные условия ,

в =0.65 [руб] – стоимость одного кВт×ч электроэнергии .

А_гг= n× P_x×8760+ 1/n× P_к×[0.6×(S_вн/S_н)² +0.4×(S_cн/S_н) ² +0.4×(S_нн/S_н) ²]×t_нб, (2.18)

где n – число трансформаторов,

t_нб=6610.5 [ч] (см. п. 2.5) .

Проведём расчёты для обоих вариантов:

1) А_тг=2×17×8760+1/2×76[0.6(13.89/10)²+0.4(11.21/10) ²+0.4(2.32/10) ²]6610.5= =720301.1 [кВт×ч],

И_А=0.65 × 720301.1 =468195.7 [руб],

И_а =2×0.1×16.5×51=168.3 [тыс.руб], З₁=0.15×51×2×16.5+468.19+168.3 = 888.85 [тыс.руб],

2)

А_тг=2×21×8760+1/2×100(0.6(13.89/16)²+0.4(11.21/16)²+0.4(2.32/16)²]6610.5 =585056.7 [кВт×ч],

И_А=0.65×585056.7=380286.855 [руб],

И_а =2×0.1×16.5×62 =204.6 [тыс.руб],

З₂=0.15×62×2×16.5+380.3+204.6 = 891.8 [тыс.руб] .

Так как затраты во втором варианте больше, чем затраты в первом варианте, то в этом случае, очевидно, выгоднее взять трансформаторы :

2´ТДТН-10000/110/35/10 .

3. КОМПАНОВКА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО

УСТРОЙСТВА 110 кВ

3.1 Общие положения

Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции и другие расстояния на ПС должны быть выбраны и установлены таким образом, чтобы:

1) вызываемые нормальными условиями работы электроустановки, нагрев, электрическая дуга не могли привести к повреждению оборудования и возникновению КЗ или замыкания на землю, а также причинять вред обслуживающему персоналу;

2) при нарушении нормальных условий работы электроустановки была обеспечена необходимая локализация повреждений, обусловленных действием КЗ;

3) при снятом напряжении с какой-либо цепи, относящиеся к ней аппараты, токоведущие части и конструкции могли подвергаться безопасному осмотру, замене и ремонтам, без нарушения нормальной работы соседних цепей [4].

Во всех цепях распределительного устройства (РУ) должна быть предусмотрена установка разъединяющих устройств с видимым разрывом, обеспечивающих возможность отсоединения всех аппаратов (выключателей, отделителей, трансформаторов тока и напряжения и тому подобное) каждой цепи от сборных шин, а также от других источников напряжения.

Выключатель или его привод должен иметь хорошо видимый и надежноработающий указатель положения (“включено”, “отключено”).

В открытом РУ (ОРУ), комплектном распределительном устройстве наружной установки (КРУН) должен быть предусмотрен нагрев масла масляных выключателей.

ОРУ ПС должно быть оборудовано стационарными заземляющими ножами, обеспечивающими в соответствии с требованиями безопасности заземление аппаратов и ошиновки без применения переносных заземлений. Заземляющие ножи должны быть окрашены в черный цвет. В местах, в которых стационарные заземляющие ножи не могут быть применены, на токоведущих и заземляющих шинах должны быть подготовлены контактные поверхности для присоединения переносных заземляющих проводников.

Сетчатое ограждение ОРУ должно иметь высоту над уровнем планировки 2 м; сетки должны иметь отверстия размером не менее 10510 мм и не более 25525 мм, а также приспособление для запирания их на замок. Нижняя кромка этих ограждений должна располагаться на высоте 0,1-0,2 м.

Компоновка и конструктивное выполнение РУ должны предусматривать возможность применения механизмов, в том числе специальных, для производства монтажных и ремонтных работ.

3.2 Расчет геометрических параметров ячейки и всего ОРУ 110 кВ

К основным факторам, определяющим конструкцию ОРУ относятся:

1. схема электрических соединений;

2. уровень номинального напряжения;

3. тип и габариты электрооборудования;

4. число и порядок подключения присоединения;

5. компоновка ОРУ и его элементов.

При разработке компоновки ОРУ должны соблюдаться минимальные расстояния от токоведущих частей до элементов ОРУ.

ОРУ выполняется по схеме с одной секционированной системой шин. Рядом с трансформаторами размещена автодорога для проезда ремонтных механизмов. Габарит проезда должен быть не менее 4000 мм по ширине и высоте [4].

Минимальное расстояние от основания фарфора аппарата до земли 2500 мм [4].

ОРУ 110 кВ выполнено с учетом наименьших расстояний от токоведущих частей до различных элементов ОРУ в свету, в соответствии с данными таблицы 9.4 [ 2 ].

Наименьшее расстояние от неогражденных токоведущих частей до земли при наибольшем провисании проводов должно быть 3600 мм [4].

Основные размеры ОРУ 110 кВ:

• расстояние от контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту 1100 мм, принимаем 1500 мм;

• расстояние между проводниками разных фаз 1000 мм, принимаем 1500 мм;

• расстояние между осями элементов ячеек (трансформаторов, выключателей) 9000 мм, с тем, чтобы обеспечить расстояние 2900 мм между неогражденными частями различных цепей;

Длина ячейки ОРУ 110 кВ составит 57 м, ширина 39 м. Получаем размеры 57539 м.

4. ВЫБОР ТИПА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА И ИЗОЛЯЦИИПО УСЛОВИЯМ ЗАГРЯЗНЕНИЯ АТМОСФЕРЫ

Как правило, РУ напряжением 35 кВ и выше сооружаются открытыми. Также как и закрытые распределительные устройства (ЗРУ), ОРУ должны обеспечить надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.

Изоляция электроустановок может загрязняться промышленными выбросами в атмосферу, в том числе зимой из дымовых труб электростанций, а в близи морей происходит загрязнение изоляции солями.

Различают шесть степеней загрязненности атмосферы:

1 степень – лес, тундра, лесотундра, поля, луга;

2 степень – сельскохозяйственные угодья, где применяются химические удобрения, промышленного района;

3-6 степени загрязнения – промышленные зоны в зависимости от вида загрязнения и расстояния от него до ПС.

По материалам метеостанций район города Виледь, где располагается проектируемая ПС, будет располагаться в условиях 2 степени загрязнения атмосферы. По воздействию на стальные и металлические конструкции степень агрессивности атмосферы слабая, территория относится к зоне нормальной влажности.

В главе 3 перечислены факторы, определяющие конструкцию и выбор РУ.

Окончательно выбираю ОРУ 110 кВ исходя из степени загрязнения атмосферы (2) и количества присоединений (14), по схеме 2 блока с отделителями и автоматической перемычкой со стороны линии.

ОРУ-35 кВ-одна секционированная выключателем система шин.

Для напряжения 10 кВ выбираю КРУН 10 кВ со шкафами серии К-37.

5. Расчёт токов короткого замыкания

Коротким замыканием (КЗ) называют всякое не предусмотренное нормальными условиями работы соединение двух точек электрической цепи (непосредственное или через пренебрежимо малое сопротивление). Причинами КЗ являются механические повреждения изоляции, ее пробой из-за перенапряжения и старения, обрывов, набросов и схлестывания проводов воздушных линий, ошибочные действия персонала и тому подобное.

Вследствие КЗ в цепях возникают опасные для элементов сети токи, которые могут вывести их из строя. Поэтому для обеспечения надежной работы электрической сети, электрооборудования, устройств релейной защиты производится расчет токов КЗ.

Основная цель расчета состоит в определении периодической составляющей тока КЗ для наиболее тяжелого режима работы сети.

При трехфазном КЗ все фазы электрической сети оказываются в одинаковых условиях, поэтому его называют симметричным. Учет апериодической составляющей производят приближенно, допуская при этом, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе [6].

Расчёт проводится для ожидаемого уровня нагрузок в расчетный период.

Расчёт проводится для выбора и проверки уставок релейной защиты и автоматики или проверки параметров оборудования .

Введём ряд допущений, упрощающих расчёт и не вносящих существенных погрешностей:

1. Линейность всех элементов схемы ;

2. Приближенный учёт нагрузок ;

3. Симметричность всех элементов за исключением мест короткого замыкания;

4. Пренебрежение активными сопротивлениями, если X/R>3;

5. Токи намагничивания трансформаторов не учитываются;

Погрешность расчётов при данных допущениях не превышает 2-5% .

5.1 Составление расчётной схемы замещения

Расчёт токов короткого замыкания проводим в относительных единицах. Принимаем нормальный режим работы подстанции. Расчёт проводим для двух режимов: максимального и минимального .

Расчётные точки короткого замыкания:

К1- на шинах ВН ,

К2- на шинах СН ,

К3- на шинах НН ,

К4- на конце воздушной линии, подключенной к шинам СН ( L=25.5 км),

К5- на конце воздушной линии, подключенной к шинам СН ( L=15.0 км),

К6- на конце воздушной линии, подключенной к шинам НН (L= 19.5 км),

К7- на конце воздушной линии, подключенной к шинам НН (L=5.7 км),

К8- на шинах собственных нужд.

Рис.3 Схема замещения

5.2 Определение параметров схемы замещения

За базисную мощность при расчёте в относительных единицах принимаем мощность системы :

S_б=S_кс=700 [МВА].

Определим базисные напряжения и токи ступеней напряжения:

ВН: U_б,вн=115 [кВ] ;

I_б,вн= S_б / 3 × U_б,вн = 700/( 3×115) = 3.5 [кА] , (5.1)

СН: U_б,cн= U_б,вн×К _т,вн-сн=115×38.5/115 =38.5 [кВ];

I_б,cн=700/( 3×38.5) =10[кА],

НН: U_б,нн= U_б,вн×К _т,вн-нн=115×11/115=11 [кВ];

I_б,нн= 700/( 3×11) = 37.7 [кА]

Параметры системы:

Z₁=X₁=U²_н,ср×S_б/S_c×U²_б,вн=115²×700/115²×700=1 ; (5.2)

E₁=E _ср / U_б,вн =115/115=1 . (5.3)

Параметры воздушных линий ВН:

Для двухцепной ВЛ-110 “КЦБК-Ильинск” L_вн = 61.5 [км] :

X₀=0.4 [Ом/км]; R₀=0.249 [Ом/км] ;

X₂= X₃= X₀×L_вн×S_б/U²_б,вн=0.4×61.5×700/115²=1.3 ;

R₂= R₃= R₀×L_вн×S_б/U²_б,вн=0.249×61.5×700/115²=0.81 ;

Z₂=Z₃ = X₂²+ R₂² = 1.3²+0.81² =1.53 .

Параметры воздушных линий СН:

Для ВЛ-35 “Быково” L_сн = 20 [км] :

X₀=0.432 [Ом/км]; R₀=0.428 [Ом/км] ;

X₁₀= X₀×L_сн×S_б/U²_б,сн =0.432×20×700/38.5²=4.1 ;

R₁₀=R₀×L_cн×S_б/U²_б,cн= 0.428×20×700/38.5²=4.0 ;

Z₁₀= Ö X₁₀²+ R₁₀² = Ö 4.1² + 4.0² = 5.76 .

Для ВЛ-35 “Самино-I” L_сн = 25.5 [км] :

X₁₁=X₀×L_сн×S_б/U²_б,сн=0.421×25.5×700/38.5²=5.1 ;

R₁₁=R₀×L_cн×S_б/U²_б,cн=0.306×25.5×700/38.5²=3.7 ;

Z₁₁= ÖX₁₁²+ R₁₁² = Ö5.1²+3.7² =6.3 .

Для ВЛ-35 “Кошкино” L=15 [км].

X₁₃=Х₀×L_сн×S_б/U²_б,сн=0.432×15×700/38.5²=3.1;

R₁₃=R₀×L_cн×S_б/U²_б,cн=0.306×15×700/38.5²=3.05;

Z₁₃= ÖX₁₃²+ R₁₃² = Ö3.1²+ 3.05² =4.35.

Параметры воздушных линий НН:

Для ВЛ-10 “Ильинск-I” L_нн = 5.7 [км] ;

ВЛ-10 “Ильинск-II” L_нн = 5.7 [км] .

X₀=0.44 [Ом/км]; R₀=0.45 [Ом/км] ;

X₁₆= X₁₉=X₀×L_нн×S_б/U²_б,нн=0.44×5.7×700/11²=1.18 ;

R₁₆= R₁₉=R₀×L_нн×S_б/U²_б,нн=0.45×5.7×700/11²=1.21 ;

Z₁₆= Z₁₉= ÖX₁₆²+ R₁₆² =Ö1.18²+1.21² =1.7 .

Для ВЛ-10 “Пузырёво” L_нн = 19.5 [км] :

ВЛ-10 “к/з Ленина” L_нн = 19.5 [км] :

X₁₅ = X₂₀ = X₀×L_нн(в)×S_б/U²_б,нн=0.44×19.5×700/11²=4.05 ;

R₁₅ = R₃₀ =R₀×L_нн(в)×S_б/U²_б,нн=0.45×19.5×700/11²=4.14 ;

Z₁₅=Z₃₀= ÖX₁₅²+ R₁₅² = Ö4.05²+4.14² =5.8 .

Для ВЛ-10 “к-з Заря” L_нн = 10 [км] :

ВЛ-10 “ Калинино” L_нн = 10 [км] :

X₁₇ = X₂₁ = X₀×L_нн(в)×S_б/U²_б,нн=0.44×10×700/11²=2.07 ;

R₁₇ = R₂₁ =R₀×L_нн(в)×S_б/U²_б,нн=0.45×10×700/11²=2.12 ;

Z₁₇=Z₂₁= ÖX₁₇²+ R₁₇² = Ö2.07²+2.12² =2.97 .

Параметры силовых трансформаторов:

X_в=0.5/100(U_к,в-с+U_к,в-н-U_к,с-н)= 0.5/100(10.5+17.5-6.5)=0.11 ; (5.4)

X_с=0.5/100(U_к,в-с+U_к,с-н-U_к,в-н)= 0.5/100(10.5+6.5-17.5)= - 0.0025 ; (5.5)

X_н=0.5/100(U_к,в-н+U_к,с-н-U_к,в-с)= 0.5/100(17.5+6.5-10.5)=0.068 ; (5.6)

X₄= X₇= X_в×S_б×U²_н,вн/S_н×U²_б,вн =0.11×700×115²/10×115²=7.7 ;

Z₄= Z₇=X₄ =7.7 ;

X₅= X₈= X_c×S_б×U²_н,cн/S_н×U²_б,cн = - 0.0025×700×38.5²/10×38.5²= - 0.175 ;

Z₅= Z₈=X₅ = - 0.175 ;

X₆= X₉= X_н×S_б×U²_н,нн/S_н×U²_б,нн =0.068×700×11²/10×11²=4.76 ;

Z₆= Z₉=X₆ =4.76 .

Параметры КУ:

Z₁₉=X₁₉=0.5×S_б×U²_н,нн/Q_ку×U²_б,нн =0.5×700×11²/0.45×11²=777 ; (5.7)

E₂=E₃»1.06 .

Параметры ТСН :

Z₁₄= Z₂₂= X₁₄= X_{22 ;}

X₁₄= (U_к%/100)×S_б×U²_н,нн/S_{ном,тр-ра}×U²_б,нн =(4.5/100)×700×11²/0.1×11²=500 . (5.8)

Все сопротивления схемы замещения сведены в таблицу 5.1

Таблица 5.1

Значения сопротивлений схемы замещения

Таблица 5.2 Значения ЭДС

5.3 Расчёт токов КЗ

Расчёт проводится для двух режимов: максимальный и минимальный

За минимальный режим принимаем режим с нормально отключенными секционными выключателями.

За максимальный режим принимаем режим со включенными секционными выключателями.

Точка К1

Максимальный режим (см. рис.4)

Рис.4

Z_экв1=(Z₂×Z₃)/(Z₂+Z₃)=1.53×1.53/3.06=0.765 ,

Z_экв2= Z_экв1+ Z₁=0.765+1=1.765 ,

Z_экв3= (Z₄+ Z₆) (Z₇+Z₉) / (Z₄+ Z₆+ Z₇+Z₉) = =(7.7+4.76) (7.7+4.76) / (7.7+7.7+4.76+4.76)=6.23 ,

Z_экв4= Z₁₈+ Z_экв3 =777+6.23 =783.23 ,

Е_å= (E₁Z_экв4+E₂Z_экв2)/ (Z_экв4+Z_экв2) = (1×783.23 + 1.06×1.765)/(783.23+1.765)=1.00

Z_å= (Z_экв4× Z_экв2)/( Z_экв4 + Z_экв2) =783.23×1.765/(783.23+1.765)=1.761 ,

Отсюда ток КЗ

I^*(3)_К1= Е_å/ Z_å =1.00/1.76=0.57 , (5.9)

I⁽³⁾_К1= I^*(3)_К1×I_б,вн= 0.57×3.5=1.99 [кА] . (5.10)

Ударный ток

i_уд = 2 ×К_уд×I⁽³⁾_К1=1.414×1.6×1.99=4.5 [кА] , (5.11)

где К_уд =1.6 для Та=0.02 [с] ( справочная величина ) ;

Минимальный режим (см. рис.5)

Z₂

E₁ Z₁ Z₄ Z₆ Z₁₉ E₂

Z₃

Рис.5

Z_экв1=Z₄+Z₆+Z₁₈ = 7.7+4.76+777= 789.46 ,

Z_экв2= (Z₂/2)+Z₁ = (1.53/2)+1=1.765 ,

E₂=1.06 , E₁=1 ,

Е_å=(E₁Z_экв1+E₂Z_экв2)/(Z_экв1+Z_экв2)=(1×789.46+1.06×1.765)/(789.46+1.765)=1.00 ,

Z_å= (Z_экв1× Z_экв2)/( Z_экв1 + Z_экв2 ) = 789.46×1.765/(789.46+1.765)=1.761 ,

I^*(3)_К1= Е_å/ Z_å =1.00/1.761=0.57 ,

I⁽³⁾_К1= I^*(3)_К1×I_б,вн= 0.57×3.5=1.99 [кА] ,

i_уд = 2 ×К_уд×I⁽³⁾_К1=1.414×1.6×1.99=4.5 [кА] .

Точка К2 :

Максимальный режим

Z_экв1= Z_экв1+( Z₂×Z₆)/(Z₂+Z₃)=1+0.765=1.765 ,

Z_экв2= Z₁₈+(Z₆×Z₉)/(Z₆+Z₉) =777+ (4.76×4.76)/(4.76+4.76) = 779.38 ,

Z_'экв3= (Z_экв3×Z_экв2)/(Z_экв3+Z_экв2) = (5.615×779.38)/(5.615+779.38)=5.57 ,

Е_å=(Е₁×Z_экв3+Е₂×Z_экв1)/(Z_экв3+Z_экв1)=(1×5.615+1.06×1.765)/(5.615+1.765)=1.01 ,

Z_å= (Z_экв5× Z_экв8)/ (Z_экв5 + Z_экв8) = [-0.175×48.8(-0.175)]/(-0.175-0.175) =-0.087 ,

Z_å=Z_экв4+Z_экв5=5.57-0.087=5.48 ,

I^*(3)_К2= Е_å/ Z_å =1.01/5.48=0.184 ,

I⁽³⁾_К2= I^*(3)_К2×I_б,сн= 0.184×10.5=1.932 [кА],

i_уд = 2 ×К_уд×I⁽³⁾_К2=1.414×1.6×1.932=4.37 [кА] .

Минимальный режим

Z_экв1=1.765 (см.макс. режим в точке К2)

Z_экв3=Z_экв1+Z4=1.765+7.7=9.465 ,

Е_å=(Е₁×Z_экв2 + E₂Z_экв1)/(Z_экв2 + Z_экв1) = (1.00×781.76 + 1.06×1.765)/(781.76 + 1.765) =1.0

Z_å= Z₅+ (Z_экв3× Z_экв2)/(Z_экв3+Z_экв2) = - 0.175 + (9.465×781.76)/(9.465+781.76) = 9.176

I^*(3)_К2= Е_å/ Z_å =1.00/9.176=0.11 ,

I⁽³⁾_К2= I^*(3)_К2×I_б,сн= 0.11×10.5=1.14 [кА],

i_уд = 2 ×К_уд×I⁽³⁾_К2=1.414×1.6×1.14=2.59 [кА] .

Точка К3:

Максимальный режим

Z_экв1= (Z_экв2× Z_экв3)/ (Z_экв2+ Z_экв3) + Z₁=0.765+1=1.765 ,

Z_экв2=Z_экв1+( Z_экв4+ Z_экв6 )( Z_экв7+ Z_экв9)/( Z_экв4+ Z_экв6+ Z_экв7+ Z_экв9 ) =

=1.765+(7.7+4.76)(7.7+4.76)/(7.7+7.7+4.76+4.76)=8.0 ,

Е_å= (E₁Z_экв18+E₂Z_экв2)/ (Z_экв18+Z_экв2) = (1.00×777+1.06×6.18)/(777+6.18) = 1.00 ,

Z_å= (Z_экв2 × Z_экв18)/( Z_экв2 + Z_экв18) =(8.0×777)/(8.0+777)=7.92 ,

I^*(3)_К3= Е_å/ Z_å =1.00/7.92=0.12 ,

I⁽³⁾_К3= I^*(3)_К3×I_б,нн= 0.12×37.7=4.70 [кА],

i_уд = 2 ×К_уд×I⁽³⁾_К3=1.414×1.6×4.70=10.6 [кА] .

Минимальный режим

Z_экв1 = Z_экв1 + Z_экв4 + Z_экв6 + (Z_экв2× Z_экв3)/(Z_экв2+Z_экв3 )=1 + 7.7 + 4.76 + 0.76=14.23,

Е_å=(E₁× Z₁₈+E₂×Z_экв1)/( Z₁₈+ Z_экв1)=(1.00×777+1.06×14.23)/(777+14.23)=1.00 Z_å=(Z_экв1× Z_экв18)/(Z_экв1 + Z_экв18) = (14.23×777)/(14.23+777)=13.97 ,

I^*(3)_К3= Е_å/ Z_å =1.00/13.97= 0,07

I⁽³⁾_К3= I^*(3)_К3×I_б,нн= 0.07×37.7=2.7 [кА];

i_уд = 2 ×К_уд×I⁽³⁾_К3=1.414×1.6×2.7 = 6.1 [кА] .

Точка К4:

Максимальный режим

Z_экв1 = Z_экв1+(Z₂×Z_экв3)/(Z_экв2+Z_экв3) = 1+0.765=1.765 ,

Z_экв2 = (Z₄×Z₇)/(Z₄+Z₇) + Z_экв1=(7.7×7.7)/(7.7+7.7)+1.765=5.615 ,

Z_экв3 = Z₁₈ + (Z₆ ×Z₉)/(Z₆+Z₉)=777+(4.76 × 4.76)/(4.76+4.76)=779.38 ,

Z_экв4 = (Z₂ ×Z₃)/( Z₂+Z₃)=(5.615×779.38)/(5.615+779.38)=5.57 ,

Е_å = (E₁Z_экв3 + E₂Z_экв2)/ (Z_экв3 + Z_экв2) = (1.00×779.38 + 1.06×5.615)/(779.38 + 5.615) = 1.0

Z_å= Z_экв5+ Z_экв4+ Z₁₁ = -0.087+5.57+6.3=11.78 ,

I^*(3)_К4= Е_å/ Z_å =1.0/11.78=0.085 ,

I⁽³⁾_К4= I^*(3)_К4×I_б,сн= 0.085×10.5=0.89 [кА],

i_уд = 2 ×К_уд×I⁽³⁾_К4=1.414×1.6×0.89 = 2.0 [кА] .

Минимальный режим

Z_экв1= Z₁+( Z₂ × Z₃ )/( Z₂ + Z₃)+ Z₄=1+0.765+7.7=9.47 ,

Z_экв2= Z₁₈+ Z₆ =777+4.76=781.76

Е_å=(E₂×Z_экв1 +E₁Z_экв2 )/( Z_экв1+Z_экв2) =(1.06×9.47+1×781.76)/(9.47+781.76) =1.00

Z_å=(Z_экв1×Z_экв2)/(Z_экв1+Z_экв2)+Z₅+Z₁₁=(9.47×781.76)/(947+781.76)+(-0.175)+6.3 = =15.48 ,

I^*(3)_К4= Е_å/ Z_å =1.00/15.48=0.065 ,

I⁽³⁾_К4= I^*(3)_К4×I_б,сн= 0.065×10.5=0.68 [кА],

i_уд = 2 ×К_уд×I⁽³⁾_К4=1.414×1.6×0.68=1.53 [кА] .

Точка К5:

Максимальный режим

Z_экв1 = Z₁+(Z₂×Z₃)/(Z₂ + Z₃)= 1+0.765=1.765 ,

Z_экв2= (Z₄× Z₇ )/( Z₄ + Z₇)+Z_экв1=(7.7×7.7)/(7.7+7.7)+1.765=5.615 ,

Z_экв3= Z₁₈+(Z₆×Z₉)/( Z₄+ Z₄)=777+(4.76×4.76)/(4.76+4.76)=779.38 ,

Z_экв4= (Z_экв2× Z_экв3)/( Z_экв2+ Z_экв3)=(5.615×779.38)/(5.615+779.38)=5.57 ,

Z_экв5=( Z₅× Z₈)/( Z₅+ Z₈)=[(-0.175)×(-0.175)]/[(-0.175)+(-0.175)]=-0.087 ,

Е_å= 1.00 (см.максим.режим К4)

Z_å= Z_экв4+ Z_экв5+ Z_экв13 =5.57+(-0.087)+4.35=9.83 ,

I^*(3)_К5= Е_å/ Z_å =1.00/9.83=0.102 ,

I⁽³⁾_К5= I^*(3)_К5×I_б,сн= 0.102×10.5=1.07 [кА];

i_уд= 2 ×К_уд×I⁽³⁾_К5=1.414×1.6×1.07=2.4 [кА] .

Минимальный режим

Z_экв1= Z₁+(Z₂ ×Z₃)/( Z₂+ Z₃)=1.765 (см.максим.режим К5) ;

Z_экв2= Z₄+ Z₆+ Z₁₈=7.7+4.76+777=789.46 ,

Z_экв3=( Z_экв1× Z_экв2)/( Z_экв1+ Z_экв2)=(1.765×789.46)/(1.765+789.46)=1.76 , Е_å=(E₁Z_экв2+E₂Z_экв1)/( Z_экв2+Z_экв1) = (1.0×789.46+1.06×1.765)/(789.46+1.765)=1.0 ,

Z_å= Z_экв3+ Z₇+Z₈+Z₁₃ =1.76+7.7+(-0.175)+4.35=13.63 ,

I^*(3)_К5= Е_å/ Z_å =1.0/13.63=0.073 ,

I⁽³⁾_К5= I^*(3)_К5×I_б,сн= 0.073×10.5=0.77 [кА],

i_уд= 2 ×К_уд×I⁽³⁾_К5=1.414×1.6×0.77=1.74 [кА].

Точка К6:

Максимальный режим

Z_экв1=1.765 (см.максим.режим К5),

Z_экв2=[(Z₄+Z₆)×( Z₇+Z₉)]/( Z₄+ Z₆+ Z₇+ Z₉)+Z_экв1 = =[(7.7+4.76)×(7.7+4.76)]/(7.7+4.76+7.7+4.76)+1.765=8.0 ,

Е_å= (E₁Z₁₈+E₂Z_экв2)/( Z₁₈+ Z_экв2)=(1.0×777+1.06×8.0)/(777+8.0) = 1.00 ,

Z_å= Z₁₅+(Z_экв2×Z₁₈)/(Z_экв2+Z₁₈)=5.8+7.92=13.72 ,

I^*(3)_К6= Е_å/ Z_å =1.00/13.72=0.073 ,

I⁽³⁾_К6= I^*(3)_К6×I_б,нн= 0.073×37.7=2.75 [кА],

i_{уд =} 2 ×К_уд×I⁽³⁾_К6=1.414×1.6×2.75=6.2 [кА] .

Минимальный режим

Z_экв1=1.765 (см.максим.режим К5) ,

Z_экв2= Z₄+ Z₆+ Z_экв1= 7.7+4.76+1.765=14.23 ,

Е_å=(E₁×Z₁₈+E₂Z_экв2 )/( Z₁₈+ Z_экв2)=(1.00×777+1.06×14.23)/(777+14.23)=1.00,

Z_å=Z₁₆+(Z_экв2× Z₁₈)/( Z_экв2 + Z₁₉)=5.8+(14.23×777)/(14.23+777)=19.77 ,

I^*(3)_К6= Е_å/ Z_å = 1.00/19.77= 0.05 ,

I⁽³⁾_К6= I^*(3)_К6×I_б,нн= 0.05×37.7=1.9 [кА],

i_уд = Ö2 ×К_уд×I⁽³⁾_К6=1.414×1.6×1.9=4.3 [кА] .

Точка К7:

Максимальный режим

Z_экв1=1.765 (см.максим.режим К5) ,

Z_экв2=8.0 (см.максим.режим К6) ,

Е_å= 1.00 (см.максим.режим К6) ,

Z_å= Z₁₆+(Z_экв2× Z₁₈)/( Z_экв2+ Z₁₈ )=1.7+7.92=9.62 ,

I^*(3)_К7= Е_å/ Z_å = 1.00/9.62=0.1 ,

I⁽³⁾_К7= I^*(3)_К7×I_б,нн= 0.1×37.7=3.92 [кА],

i_уд = 2 ×К_уд×I⁽³⁾_К7=1.414×1.6×3.92=3.92 [кА] .

Минимальный режим

Z_экв1= 1.765 (см максим.режим К5) ,

Z_экв2=14.23 (см.миним.режим К6) ,

Е_å= 1.00 (см.миним.режим К6) ,

Z_å=Z₁₆+(Z_экв2×Z₁₈)/(Z_экв2+Z₁₈)=1.7+(14.23×777)/(14.23+777)=15.67 ,

I^*(3)_К7= Е_å/ Z_å = 1.00/15.67=0.064 ,

I⁽³⁾_К7= I^*(3)_К7×I_б,нн= 0.064×37.7=2.4 [кА],

i_{уд =} 2 ×К_уд×I⁽³⁾_К7=1.414×1.6×2.4=5.44 [кА] .

Точка К8:

Максимальный режим

Z_экв1=1.765 (см.максим.режим К5) ,

Z_экв2= 8.0 (см.максим.режим К6) ,

Е_å= 1.00 (см.максим.режим К6) ,

Z_å= 7.92+500=507.92 (см.максим.режим К7) ,

I^*(3)_К8= Е_å/ Z_å =1.00/507.92=0.002 ,

I⁽³⁾_К8= I^*(3)_К8×I_б,нн= 0.002×37.7=0.07 [кА],

i_уд = 2 ×К_уд×I⁽³⁾_К8=1.414×1.6×0.07=0.158 [кА] .

Минимальный режим

Z_экв1=1.765 (см.миним.режим К6) ,

Z_экв2 =14.23 (см.миним режим К6) ,

Е _å= 1.00 (см.миним.режим К6) ,

Z_å=500+13.97=513.97 (см.миним.режим К6),

I^*(3)_К8= Е_å/ Z_å = 1.00/ 513.97=0.002

I⁽³⁾_К8= I^*(3)_К8×I_б,нн= 0.002×37.7=0.07 [кА] ,

i_уд = 2 ×К_уд×I⁽³⁾_К8=1.414×1.6×0.07=0.158 [кА] .

Таблица 5.1

Результаты расчета токов короткого замыкания

6. ВЫБОР КОММУТАЦИОННОЙ , ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ И СБОРНЫХ ШИН

Электрические аппараты, изоляторы и токоведущие устройства работают в условиях эксплуатации в трех основных режимах: длительном, перегрузки (с повышенной нагрузкой, которая для некоторых аппаратов достигает значения до 1,4 номинальной) и короткого замыкания (КЗ).

В длительном режиме надежная работа аппаратов, изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается правильным выбором их по номинальному напряжению и току.

В режиме перегрузки надежная работа аппаратов и других устройств электрических установок обеспечивается ограничением значения и длительности повышения напряжения или тока в таких пределах, при которых еще гарантируется нормальная работа электрических установок за счет запаса мощности.

В режиме КЗ надежная работа аппаратов, изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается соответствием выбранных параметров устройств условиям термической и электродинамической стойкости. Для выключателей, предохранителей и выключателей нагрузки добавляется условие выбора их по отключающей способности.

В проекте предусмотрена установка вакуумных выключателей серии ВВ/TEL в КРУН-10.

Выключатели вакуумные серии BB/TEL предназначены для коммутации электрических цепей с изолированной нетралью при нормальных и аварийных режимах рабрты в сетях переменного тока частоты 50 Гц с номинальным напряжением U=6-10 кВ.

Вакуумный выключатель (ВВ) - это коммутационный аппарат нового поколения, в основе принципа действия которых лежит гашение возникающей при размыкании контактов электрической дуги в глубоком вакууме, а фиксация контактов вакуумных дугогасительных камер(ВДК) в замкнутом положении осуществляется за счет остаточной индукции приводных электромагнитов(“магнитная защелка“).

Отличительная особенность конструкций ВВ/TEL по сравнению с традиционными коммутационными аппаратами в том, что соосность электромагнитного привода и ВДК в каждом полюсе ВВ, которые механически соеденены между собой общим валом.

Оригинальность конструкции ВВ/TEL позволила достичь следующих преймуществ по сравнению с другими коммутационными аппаратами:

• высокий механический и коммутационный ресурс;

• малые габариты и вес;

• небольшое потребление энергии по цепям управления;

• возможность управления по цепям постоянного, выпрямленного и переменного оперативного тока;

• простота встраивания в различные типы КРУ и КСО и удобство организации необходимых блокировок;

• отсутствие необходимости ремонта в течении всего срока службы;

• доступная цена.

Благодаря своим преймуществам BB/TEL широко применяется во вновь разрабатываемых (КРУ,КСО,КРН), а также для реконструкции ячеек КРУ, находящихся в эксплуатации и имеющих в своем составе на момент реконструкции выключатели других конструкций, которые устарели морально и физически.

Отделители заводского изготовления на стороне 110 кВ, в перемычке переделываются для работы “на включение”. Такая схема с автоматической перемычкой более предпочтительна, т.к. она обеспечивает надежное электроснабжение потребителей при повреждениях на линиях, которые возникают гораздо чаще, чем повреждение трансформаторов.

6.1 Выбор выключателей, разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

Выключатели выбираются по номинальному значению тока и напряжения, роду установки и условиям работы, конструктивному исполнению и отключающим способностям

Выбор выключателей производится:

1. по напряжению U_{ном ³}U_{сети,ном} ,

2. длительному току I_{ном ³}I_раб,max,

3. по отключающей способности.

Проверяется возможность отключения периодической составляющей тока короткого замыкания

t_а,t £ t_а,норм = 2×b_норм×I_{откл норм} (6.1)

допускается выполнение условия

Ö2×(1+b_норм)I_{откл норм} > t_к,t = Ö 2 ×I_п,t+t_а,t , (6.2)

где b_норм – нормативное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения;

t - наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения контактов:

t=t_з,мин+t_{соб ,} (6.3)

где t_з,мин =0.01 – минимальное время действия защиты ;

t_соб – собственное время отключения выключателя .

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току короткого замыкания:

I⁽³⁾_кз £ I_пр,скв ; i_пр,скв=i_дин>i_уд , (6.4)

где I_пр,скв – действительное значение предельного сквозного тока короткого замыкания;

I⁽³⁾_кз – начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу

I²_{терм,норм} ×t_{терм,норм} ³ B_к , (6.5)

где I²_{терм,норм} – предельный ток термической стойкости;

t_{терм,норм} – нормативное время протекания предельного тока термической стойкости.

6.1.1 Выбор аппаратуры на стороне ВН

Тепловой импульс тока короткого замыкания определяется по формуле:

B_к= (I⁽³⁾_к,max)²×(t_откл+Т_а) , (6.1.1)

где Т_а= 0.02 [c];

t_откл – справочная величина

t_откл= t_р.з.осн+ t_в.откл , (6.1.2)

где t_р.з.осн – время действия основной релейной защиты;

t_в.откл – полное время отключения выключателя.

I^вн_раб,max= S_р / Ö 3 ×U_вн (6.1.3)

I^вн_раб,max= 11.6×10³/1.732×110= 60.9 [A]

Выбор и обоснование разъединителей, отделителей и короткозамыкателей на стороне ВН приведены в таблице 6.1.

6.1.2 Выбор аппаратуры на стороне С

I^сн_раб,max= S_р / Ö3 ×U_сн = 9.3×10³/1.732×35=154.0 [A]

Выбор и обоснование аппаратуры на стороне СН приведены в таблице 6.2

Выбор секционного выключателя и разъединителей на стороне СН:

(секционный выключатель марки С-35М уже был установлен в плане строительства первой очереди):

I^сн_раб,max= S_р / Ö 3 ×2×U_сн= 77 [A] (6.1.4)

Выключатель и разъединители выберем те же (см.таблицу 6.2)

Выбор аппаратуры на линиях СН:

I^сн_раб,max= S_р / Ö 3 ×4×U_сн= 9.3×10³/4×1.732×35=38.5 [A].

Выключатели и разъединители возьмём такие же, что и в таблице 6.2.

6.1.3 Выбор аппаратуры на стороне НН

на вводе I^нн_раб,max= S_р /Ö 3 ×U_нн= 2000/1.732×10=115.5 [A].

В вводной ячейке монтируем вакуумный выключатель серии BB/TEL.

Выбор и обоснование приведены в таблице 6.3.

Выбор секционного выключателя :

I^нн_раб,max= S_р / Ö3 ×2×U_нн= 2000/2×1.732×10=57.7 [A] .

Выключатель возьмём такой же, что и в таблице 6.3.

Таблица 6.1

Выбор аппаратуры на стороне ВН (110 кВ )

Таблица 6.2

Выбор аппаратуры на стороне СН (35 кВ )

Таблица 6.3

Выбор аппаратуры на стороне НН (10 кВ )

Численное

Значение

BB/tel-10-12.5/630У3

U_ном³U_сети

U_сети =10 кВ

U_ном=10кВ

I_ном³I_раб,max

I_раб,max=115.5А

I_ном =630А

I_{откл ³} I_кз

I_кз=4.7 кА

I_откл=12.5кА

i_{пр.скв³}i_уд

i_уд=10.6 кА

I_пр.скв=12.5 кА

I²×t _³B_к

B_к=66.3кА²с

-

Условия

выбора

Численное

Значение

ТВТ-110-I-150/5

(для силового тр-ра)

U_{ном ³}U_сети

U_сети =110 кВ

U_ном=110 кВ

I_{ном ³}I_раб,max

I_раб,max=60.9А

I_ном =150 А

i_дин³i_уд

i_уд=4.5 кА

i_дин=20 кА

I²×t _³B_к

B_к=11.9 кА²×с

I²×t=133 кА²×с

Условия

Выбора

Численное

значение

На вводе

секционный

на линии

ТВ-35-III- 300/5

ТВ-35-III-300/5

ТФЗМ-35А-У1-150/5

U_ном³U_сети

U_сети =35 кВ

U_ном=35 кВ

U_ном=35 кВ

U_ном=35 кВ

I_ном³I_раб,m

I_раб,max=154/ 77/38.5 А

I_ном =200 А

I_ном =100 А

I_ном =75 А

i_дин³i_уд

i_уд=4.37 кА

i_дин=10 кА

i_дин=10 кА

i_дин=15 Ка

I²×t _³B_к

B_к=11.2кА²с

I²×t=400кА²с

I²×t=400кА²с

I²t=15.9кА²с

Условия

выбора

Численное

значение на вводе

ТЛМ-10- 2УЗ

Численное

Значение на линиях

ТЛМ-10-2УЗ

U_{ном ³}U_сети

U_сети =10 кВ

U_ном=10 кВ

U_сети =10 кВ

U_ном=10 кВ

I_{ном ³}I_раб,max

I_раб,max=115 А

I_ном =200 А8

I_раб,max= 20А

I_ном =100 А

i_дин³i_уд

i_уд= 10.6 кА

i_дин=52 Ка

I_уд=2.4 кА

i_дин=17.6 кА

I²×t _³B_к

B_к=66.3 кА²×с

I²×t=306кА²с

B_к=46.1кА²с

I²×t=119кА²с

Условия

выбора

Значение для секционного

ТТ

ТЛМ-10-2УЗ

ТВТ-I-10-600/5

(встроенный в тр-р)

U_{ном ³}U_сети

U_сети =10 кВ

U_ном=10кВ

U_ном=10 кВ

I_{ном ³}I_раб,max

I_раб,max=57.7 А

I_ном =100 А

I_ном =600 А

i_дин³i_уд

i_уд=10.6 кА

i_дин=17.6Ка

i_дин=85.5 кА

I²×t _³B_к

B_к=66.3 кА²×с

I²×t=119.1кА²×с

I²×t=2350 кА²×с

Тип ТН

U_ном , _кВ

U_{ном1, кВ}

U_{ном2, В}

U_{ном.доп, В}

S_{ном, ВА (0.5)}

S_{пред, ВА}

НКФ-110-83У1

110

110/Ö3

100/Ö3

100

400

2000

НАМИ-35-УХЛ1

35

35/Ö3

100/Ö3

100/3

150

1200

НАМИ-10-УХЛ1

10

10

100

100/3

120

1000

Тип ОПН

ОПН-У/TEL

110/70

ОПН-Т/TEL

35/40.5

ОПН-Т/TEL

10/10.5

Класс напряжения сети

U_ном =110 кВ

U_ном =35 кВ

U_ном =10 кВ

Наибольшее рабочее длительно допустимое напряжение

U_{длит.доп} =70 кВ

U_{длит.доп} =40.5 кВ

U_{длит.доп}=10.5 кВ

Номинальный разрядный ток,при импульсе 8/20мкс

I_{ном.разр}=10 кА

В нейтраль главного понизительного трансформатора ставим разрядники ОПН-Т/TEL 35/38.5 и OПН-Т/TEL 10/10.5.

6.3.2 Выбор дугогасительной катушки

Задача эксплуатации дугогасительной катушки (ДК) состоит в том, чтобы уменьшить ток замыкания на землю и тем самым обеспечить быстрое погасание заземляющей дуги. При значение тока КЗ в изолированной нейтрали более 10 А повляется необходимость установки ДК.

Произведем расчет однофазного тока короткого замыкания на землю в сети 35 кВ.

В сетях с изолированной нейтралью в точке замыкания фазы на землю проходит ток, равный геометрической сумме емкостных токов неповрежденных фаз:

I_c=3×U_фjw×C , (6.4.1)

где I_с-ток замыкания на фазу, А;

С=С₀×l-емкость сети, Ф;

w=2p¦-угловая частота,с^-1.

С₀=в₀×10^-6/2p¦ , (6.4.2)

где в₀-удельная проводимость сети, (в₀=2.65см).

Для ВЛ-35 “Самино-1”, “Самино-2”:

С₀=2.65×10^-6/(2×3.14×50)=8.44×10^-9 [Ф/км] ,

С=25.5×8.44×10^-9=2.15×10^-7 [Ф] ,

I_c=3×(35000/Ö3)×314×2.15×10^-7=4.1 [А].

Аналогичным способом определим I _cдля остальных ВЛ-35 кВ:

Для ВЛ-35 “Быково”: С₀=8.44×10^-9 Ф/км, С=1.5×10^-7 Ф, I_с=2.86 А;

Для ВЛ-35 “Кошкино”: С₀=8.44×10^-9 Ф/км, С=1.16×10^-7 Ф, I_с=2.2 А;

åI_c=4.1+4.1+2.86+2.2=13.26А>10A.

Таким образом необходима установка дугогасительной катушки.

Параметры катушки приведены в таблице 6.9

Таблица 6.9 Параметры дугогасящей катушки