Проектирование понизительной подстанции ремонтно-механического завода

2222

Введение

Проектирование электрической части станции и подстанции представляет собой сложный процесс принятия решения по схемам электрических соединений, составу электрического оборудования и его размещению, поиску пространственных компоновок, оптимизации фрагментов и объекта в целом. Этот процесс на современном этапе требует математического подхода при изучении объекта проектирования, математизации и автоматизации проектных работ с помощью ЭВМ, использования результатов новейших достижений науки и техники и передового опыта проектных, строительно-монтажных и эксплуатирующих организаций.

Основные цели проектирования электрических станций и подстанций следующие:

1.Производство, передача и распределение заданного количества энергии в соответствии с заданным графиком потребления.

2.Надёжная работа электрической установки и электрической системы в целом.

3.Обеспечение заданного качества электроэнергии.

4.Сокращение капитальных затрат на строительство электрической установки.

5.Снижение издержек.

Первая цель определяется техническим заданием на электроснабжение потребителей определённого народнохозяйственного комплекса и административно-экономического района. Вторая и третья – существующими техническими нормативами. Четвёртая и пятая выступают в качестве экономического критерия оптимальности.

Оптимальность решения при проектировании означает, что заданный производственный эффект (располагаемая мощность, отпускаемая энергия, уровень надёжности и качество электроснабжения) получается при минимальных возможных затратах материальных и трудовых ресурсов.

Исходные данные

Вариант №40.

Задание на проектирование понизительной подстанции ремонтно-механического завода.

Суточный график активной нагрузки для данного предприятия приведён в таблице1.

понизительный подстанция ток перегрузка

Таблица 1.

Суточный график активной нагрузки.

Р, %	30	75	100	90	60	50	75	60	75	70	100	60	65	45
Т, ч	7	1	2	1	1	1	1	2	2	1	1	2	1	1

Основные характеристики потребителей проектируемой подстанции:

Наименование потребителей: ремонтно-механический завод.

Категория электроприёмников по надёжности электроснабжения:

– первой категории – ;

– второй категории – 50%;

– третьей категории – 50%.

Установленная мощность потребителей – Руст = 160 МВт, в том числе: СД 4*500 кВТ;

АД 4*400 кВт.

Коэффициент спроса: Кс = 0,15.

Напряжение на низкой ступени подстанции: Инн = 10 кВ.

Количество отходящих линий НН: 16 шт.

Характеристика грунта – глина.

Распределение максимальной нагрузки предприятия по кварталам года: 1 – 1,0;

2 – 0,7;

3 – 0,7;

4 – 0,7 (мах).

Питающая энергосистема: Пермьэнерго;

Среднегодовая температура: t = -5єС.

Основные характеристики системы электроснабжения:

Мощности трансформаторов: Т 1 3*400 МВА.

Мощности генераторов: Г 1 .3*300 МВт.

Мощность короткого замыкания системы: Sкз = 8500 МВА.

Рабочее напряжение по участкам сети: И1 = 110кВ;

И2 = 110кВт;

И4 = 110 кВт.

Длина воздушных линий распределительной сети: L1 = 2*10км;

L3 = 2*70км.

Количество транзитных линий на подстанции: 4 шт.

Суммарная мощность транзита: Sтран. = 40МВА.

Схема расчета представлена на рис. 1.

Рис. 1 Расчётная схема проектируемой подстанции

1. Расчёт электрических нагрузок

Максимальная активная мощность на шинах низкого напряжения ГПП определяется по формуле:

где КC – средневзвешенный коэффициент спроса предприятия, =0,15;

Руст. – установленная мощность потребителей, =160 МВт.

Максимальная реактивная нагрузка:

где -мощность синхронных двигателей, =500кВт

.Нормативное значение tgн

где tgб – базовый коэффициент реактивной мощности, для подстанции (п/ст) напряжением 110кВ

tgб=0,5;

dmax – отношение Рмакс нагр*предпр.(т.е.) в квартале максимальной нагрузки энергосистемы к максимальной активной нагрузке энергосистемы к максимальной активной нагрузке предприятия, dmax =0,9;

К – коэффициент, учитывающий отличие стоимостей электроэнергии в различных энергосистемах [11]. Для Пермьэнерго

К=1,2;

Определение мощности компенсирующих устройств:

где максимальная активная нагрузка в часы максимума энергосистемы;

= dmax ·

=0,9·24=21,6 МВт

Так как в расчёте присутствуют синхронные двигатели, то следует использовать для компенсации реактивных нагрузок их располагаемую реактивную мощность в размере:

где – полная мощность синхронных двигателей

=0,436;

Мощность дополнительных КУ

.

Выбираем две конденсаторные установки 2КУ-10-0,9, суммарной мощностью – 1,8 МВАр. Остальное компенсируем на стороне 0,38 кВ,

10КУ-0,38-0,45

Графики электрических нагрузок

График нагрузки активной мощности приведён в таблице 1

Таблица 1

Р,%	30	75	100	90	60	50	75	60	75	70	100	60	65	75
Т,ч	7	1	2	1	1	1	1	2	2	1	1	2	1	1

Ординаты суточного графика в именованных ординатах:

Где -значение активной мощности из графика в таблице 1

Ординаты по реактивной мощности:

Так как < =0,05 , то принимаем

=0,05 ,

=0,05·24=1,2МВАр

Максимальная реактивная нагрузка предприятия с учётом компенсации реактивной мощности будет равна:

=17,6·0,9-0,12112-6,3=9,42МВАр

Определение полной мощности:

Потери активной мощности в понизительных трансформаторах ГПП:

.

Реактивной мощности.

.

Потребляемая мощность на стороне высокого напряжения:

Расчёт сводим в таблицу 2

Таблица 2

График нагрузки

t,ч	7	1	2	1	1	1	1	2	2	1	1	2	1	1
P,МВт	7,2	18	24	21,6	14,4	12	18	14,4	18	16,8	24	14,4	15,6	10,8
Q,МВАр	1,2	6,78	11,18	9,42	4,14	2,38	6,78	4,14	6,78	5,9	11,18	4,14	5,02	1,5
S,МВА	7,3	19,23	26,48	23,56	14,98	12,23	19,23	14,98	19,23	17,8	26,48	14,98	16,4	10,9

С учётом потерь мощности

P,МВт	7,35	18,39	24,53	22,07	14,7	12,25	18,39	14,7	18,38	17,16	24,53	14,7	15,93	11,02
Q,МВАр	1,93	8,7	13,83	11,78	5,64	3,6	8,7	5,64	8,7	7,64	13,83	5,64	6,659	2,59
S,МВА	7,6	20,34	28,16	25,02	15,74	12,76	20,34	15,8	20,34	18,8	28,16	15,8	17,26	11,32

Средние значения активной, реактивной и полной мощностей

=7·7,346+18,358+24,53·2+22,071+14,7+12,245+18,385+14,7·2+

+18,385·2+17,156+24,53+14,7·2+15,928+11,018=350,47

=7+1+2+1+1+1+1+2+2+1+1+2+1+1=24

Графики нагрузок представлены на рисунках 2,3,4 соответственно ,,

Графики электрических нагрузок

Рис.2. Зависимость

Рис.3. Зависимость

Рис.3. Зависимость

2. Выбор трансформаторов ГПП

2.1 Выбор мощности трансформаторов

Основой для выбора номинальной мощности силовых трансформаторов является характерный суточный график электрической нагрузки проектируемой подстанции ,построенный с учётом компенсации реактивных нагрузок.

На рис. 5 показан суточный график нагрузки двухтрансформаторной подстанции и график нагрузки трансформатора .

Предварительно выбираем номинальную мощность трансформатора подстанции: три ближайших стандартных значения, которые приведен на рис. 5.

<- трансформатор не будет перегружаться ни в нормальном, ни в аварийном режиме;

32 МВА>28,16 МВА, но так как данная мощность превышает , то более выгодно взять = 25МВА.

<< 0,5·- трансформатор не будет перегружаться нит в нормальном, ни в аварийном режиме.

28,16МВА>16>14,08МВА

<0,5·- трансформатор будет перегружаться систематически 3 часа в сутки в нормальном режиме и в течении 12 часов в сутки в аварийном режиме.

10МВА<14,08МВА

Для дальнейшего расчёта выбираем три типа трансформаторов:

2хТДН-25000/110

2хТДН-16000/110

2хТДН-10000/110

Рис. 5. Суточный график нагрузки двухтрансформаторной подстанции и график нагрузки трансформатора .

2.2 Режим аварийных перегрузок

2ТРДН-25000/110.

Исходный график имеет два максимума, причём меньший по тепловому импульсу максимум следует за большим. (рис.5)

В=SІ1·t1+ SІ2·t2+…+ SІn·tn

Где В- тепловой импульс

S1, S2, Sn-нагрузка на различных ступенях графика нагрузки соответственно на временных интервалах t1, t2, tn .

Величину и длительность перегрузки находим по параметрам большего максимума, а меньший максимум учитывается в эквивалентной начальной нагрузке, которая условно определяется по десятичасовому периоду, следующему за большим максимумом. При этом меньший максимум учитывается в той мере, в какой он входит в этот десятичасовой период.

В1=28,16І·2=1585,97

В2=28,16І·1=792,99

В1>В2

Где -эквивалентная среднеквадратическая нагрузка трансформатора за n временных интервалов в максимуме.

-время максимума

Где -эквивалентная среднеквадратическая нагрузка трансформатора за 10-часовой временной интервал, следующий после максимума.

По графику (рис. 5) находим коэффициент начальной нагрузки:

Где – мощность выбранного трансформатора

Находим коэффициент перегрузки:

Так как , то коэффициент перегрузки принимаем равный

Длительность перегрузки определяем по выражению:

По [2, табл.1.36], при охл=-12С, t(ч)=2 ч.

2ТДН-16000/110:

График имеет два максимума и меньший максимум следует за большим. (рис. 5)

В1=20,34І·1+28,16І·2+25І·1+20,34·І·1=3038,4

В2=20,34І·2+18,8І·1+28,16І·1+17,26·І·1=271,76

В1> В2

По [2, табл.1.36], при охл=-12С, t(ч)=7 ч.

2ТДН-10000/110.

В аварийном режиме необходимо произвести отключение 50% потребителей 3 категории. При этом пересчитывается график нагрузки:

.

.

Таблица 3

t,ч	7	1	2	1	1	1	1	2	2	1	1	2	1	1
P,МВт	3,6	9	12	10,8	7,2	6	9	7,2	9	8,4	12	7,2	7,8	5,4
Q,МВАр	0,6	3,39	5,59	4,71	2,07	1,19	3,39	2,07	3,39	2,95	5,59	2,07	2,51	0,75
S,МВА	3,65	9,62	13,24	11,78	7,49	6,12	6,62	7,49	9,62	8,9	13,24	7,49	8,19	5,45

С учётом потерь мощности

t,ч	7	1	2	1	1	1	1	2	2	1	1	2	1	1
P,МВт	3,6	9,19	12,27	11,04	7,35	6,12	9,19	7,35	9,19	8,58	12,27	7,35	7,96	5,51
Q,МВАр	0,97	4,35	6,92	6,89	2,82	1,8	4,35	2,82	4,35	3,84	6,92	2,82	3,33	1,3
S,МВА	3,8	10,17	14,09	12,51	7,87	3,38	10,17	7,87	10,17	9,4	14,09	7,87	8,63	5,66

По [2, табл.1.36], при охл=-12С, t(ч)=4 ч.

Таким образом. Технически осуществимы все три выбранные варианты.

2.3 Режим систематических перегрузок

При нормальной схеме работы подстанции, мощность потребителей делится между трансформаторами (при расчёте принимаем ST=Sп/ст), следовательно, следует рассмотреть график нагрузки одного трансформатора. График нагрузки одного трансформатора приведён в таблице 5.

Таблица 1.5

t,ч	7	1	2	1	1	1	1	2	2	1	1	2	1	1
P,МВт	3,6	9	12	10,8	7,2	6	9	7,2	9	8,4	12	7,2	7,8	5,4
Q,МВАр	0,6	3,39	5,59	4,71	2,07	1,19	3,39	2,07	3,39	2,95	5,59	2,07	2,51	0,75
S,МВА	3,65	9,62	13,24	11,78	7,49	6,12	6,62	7,49	9,62	8,9	13,24	7,49	8,19	5,45

С учётом потерь мощности

t,ч	7	1	2	1	1	1	1	2	2	1	1	2	1	1
P,МВт	3,67	9,19	12,27	11,04	7,35	6,12	9,19	7,35	9,19	8,58	12,27	7,35	7,96	5,51
Q,МВАр	0,97	4,35	6,92	6,89	2,82	1,8	4,35	2,82	4,35	3,84	6,92	2,82	3,33	1,3
S,МВА	3,8	10,17	14,09	12,51	7,87	3,38	10,17	7,87	10,17	9,4	14,09	7,87	8,63	5,66

1. ТДН-25000/110

=

– перегрузка отсутствует.

2. ТДН-16000/110- перегрузка отсутствует.

3. ТДН-10000/110

По [2, табл.1.36], при охл=-12С, t(ч)=4 ч.

3. Технико-экономическое сравнение вариантов

Технико-экономические данные трансформаторов приведены в таблице 5

Таблица 5

Тип	Sном, МВ*А	Uвн, кВ	Uнн, КВ	Uк,% Uвн- Uнн	Pхх, КВт	Pк.з, кВт	Цена, т. руб.
ТРДН 25000/110	25	113	38,5	10,5	27	120	58300
ТДН 16000/110	16	115	11	10,5	19	85	42000
ТДН 16000/110	16	115	11	10,5	15	58	36500

Потери электроэнергии в трансформаторе

где-потери холостого хода

-потери мощности короткого замыкания

-часы работы трансформатора в год

-время наибольших потерь

-номинальная нагрузка подстанции по графику

-номинальная мощность трансформатора

.

где-время использования максимума нагрузки

По [12, табл.2.1], принимаем Тм=3000 ч;tp=4000ч.

По Sср кв:

Стоимость потерь электроэнергии:

;-средняя себестоимость электроэнергии в энергосистеме.

Капитальные затраты:

, где:

Цт – цена одного трансформатора (т.руб).

n – количество трансформаторов.

Kст -коэффициент учитывающий отличие стоимостей.

Рнорм -нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

Куст -коэффициент учитывающий стоимость транспортировки и монтажа.

Приведенные затраты:

З=Иэ+К

Таким образом, по минимуму приведенных затрат проходит вариант №1 2ТДН-25000/110.

4. Выбор схемы электрических соединений подстанции

Проектируемая подстанция является узловой. Для выбора схемы электрических соединений подстанции рассмотрим следующие виды схем:

схема с двойной секционированной системой шин (рис. 6, а);

схема с одинарной секционированной и обходной системой сборных шин (рис. 6, б);

схема с двойной системой и обходной системы сборных шин (рис. 6,в).

Одинарная секционированная система шин обеспечивает требуемую надёжность электроснабжения при небольшом числе присоединений, которые имеют достаточное резервирование по сети.

Схемы просты, надёжны, удобны в эксплуатации, наиболее экономичны.

Недостатки: необходимость отключения секции при ремонте шин, шинных разъединителей. При ремонте выключателей линия выводится из работы на всё время ремонта (рис. 6, б).

Двойная система шин обеспечивает возможность ремонта сборных шин, шинных разъединителей без отключения присоединений, на которых не производится ремонт. При повреждении одной из систем шин, потребители обесточиваются только на время оперативных подключений, Допускается ремонт линейных выключателей с кратковременным отключением ремонтируемого присоединения для шунтирования выключателя и сборки схемы через шиносоединительный выключатель. Конструкция РУ должна допускать возможность шунтирования выключателя. Портальные схемы с двойной системой шин работают, как правило. с фиксированным присоединением фидеров и включенным ШСВ. При большем количестве фидеров выполняется секционирование одной из систем шин (рабочей). Вторая не секционированная система шин (трансфертная) находится в резерве без напряжения.

Недостатки: большое количество оборудования, сложность оперативных переключений. Использование одной из систем шин для ремонта выключателей снижает надёжность работы подстанции при значительном количестве фидеров и больших сроках ремонта (рис. 6, а, в).

Обходной системой шин пользуются только для ремонта линейных выключателей (для выключателей с длительным сроком ремонта) без отключения ремонтируемого присоединения. Эффективное использование обходной системы шин возможно лишь при значительном количестве фидеров (в РУ 110-220 кВт). Применяется сочетание обходной системы шин с одинарной секционированной или двойной системы шин (рис. 6 б, в).

4.1 Расчёт токов короткого замыкания

При проектировании понизительных подстанций промышленного предприятия расчёт токов короткого замыкания (кз) производится для решения таких задач:

Сопоставления, оценки и выбора главных схем электрических соединений электростанций и подстанций.

Проверки электрических аппаратов и токоведущих частей по условию работы при К.З.

Решение вопросов ограничения токов К.З.

Проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики.

Проектирования заземляющих устройств.

Выбор разрядников.

Принимаем ряд допущений: отсутствие качаний генераторов, приближённый учёт нагрузок , пренебрежение активными сопротивлениями элементов схемы (если отношение R/х < 1/3), приближённый учёт апериодического тока к.з.

За расчётный вид к.з. принимается трёхфазное к.з.

Для расчета токов к.з. на основе однолинейной схемы электрических соединений составляется схема замещения для максимального и минимального режимов. Схема замещения для максимального режима представлена на рис. 8.

Расчёт токов к.з. проводим в максимальном и минимальном режимах в точках К1 и К2 электрической системы, приведённой на рис. 7.

Рис. 7. Расчетная схема электрических соединений питающих сетей понизительной подстанции.

Схема замещения для максимального режима

Рис. 8. Расчётная схема для максимального режима оборудования:

Г: 3хТВМ-300УЗ; Sн=353 MBA; Х”d=0,2; Е”d=0,13; X/r=140

Т1: 3хТДЦ-400000/110; Sн=400МВА; Uк=10,5%; X/r=30

С: Sкз=8500МВА; X/r=50

Е1: 2х10 Км; Хо=0,4 Ом/Км; X/r=4

Е3: 2х70 Км; Хо=0,4 Ом/Км; X/r=4

Т2: 2хТДН-25000/110; Uквн=10,5%; X/r=17

АД:4х4АН 355М4У3; Рн=400 кВт; cosцн=0,91; Е”d=0,8; Х”d=0,2

СД: 4хСДН 14-44-12УЗ; Рн=500 кВт; X/r=30; Е”d=1,1; Х”d=0,2; cosцн=0,9

Кл: Е=0,5Км; СБГ 3х16 => Хо=0,13 Ом/Км; ro=0,15 Ом

Расчёт проводится в относительных единицах. В качестве базисных величин принимаем:

Sб- базисная мощность Sб=100 МВА;

Uб- Базисное напряжение , обычно принимается равным среднему напряжению на каждой ступени к.з.

Uб1=115 кВ; Uб2=10,5 кВ; Uср=115 кВ;

На каждой ступени напряжения может быть найден базисный ток.

кА; кА.

Определяем значения сопротивлений:

Преобразовываем схему:

Рис. 9

(Рис.9)

Рис. 10

(Рис. 10)

Определение токов к.з. в точке К1

Действующее значение периодической составляющей начального тока к.з.

Периодическая составляющая тока к.з. от системы принимается незатухающей для момента времени =0,08 с.

.

Апериодическая составляющая тока к.з. к моменту времени =0,08с. Значение по табл. 4.5[1] Тас=0,05с.

.

Где Та -постоянная времени затухания апериодической составляющей тока трёхфазного к.з. =0,05с

Ударный ток к.з. определяется куд=1,8 по табл. 4.5.[1]

.

Полный ток к.з. в момент времени =0,08с

.

4.2 Определение токов к.з. в точке К2

Рис. 11 Рис 12

Действующее значение периодической составляющей начального тока к.з.

Суммарное значение периодической составляющей в начальный момент

.

Периодическая составляющая тока к.з. от системы принимается незатухающей для момента времени =0,08 с.

Периодическая составляющая тока к.з. в момент времени =0,08с для двигателей:

для ;

для ;

Периодическая составляющая полного тока в точке К2 в момент времени

.

Апериодическая составляющая тока к моменту времени =0,08с:

для ветви системы Та=0,15с (по табл. 4.5)

;

для ветви СД Та=0,05с (по табл. 4.5[1])

.

для ветви АД Та=0,04с (по табл. 4.5[1])

.

Суммарное значение апериодического тока в момент времени

.

Ударные токи к.з. в точке К2 :

для ветви системы куд=1,93 (табл. 4.5[1])

;

для ветви СД куд=1,8 (табл. 4.5[1])

.

для ветви СД куд=1,6 (табл. 4.5[1])

.

Суммарное значение ударного тока в точке К2

.

Полный ток к.з. в момент времени

.

Расчёт токов к.з. для минимального режима электрической сети.

Расчётная схема приведена на рис. 13.

Минимальный режим задан следующим образом:

Xc min=1,4Xc max=1,4·0,012=0,0168

Отключен один из блоков на ГРЭС

Отключена ВЛ-110кВ

Рис. 13. Расчётная схема замещения для минимального режима

Преобразовываем схему:

Результирующая схема замещения для точки К1 (рис. 14)

Рис.14

Определение токов к.з. в точке К2

Действующее значение периодической составляющей начального тока к.з.

Периодическая составляющая тока к.з. от системы принимается незатухающей для момента времени =0,08 с.

.

Апериодическая составляющая тока к.з. к моменту времени =0,08с. Значение по табл. 4.5[1] Тас=0,05с.

.

Где Та -постоянная времени затухания апериодической составляющей тока трёхфазного к.з. =0,05с

Ударный ток к.з. определяется куд=1,8 по табл. 4.5.[1]

.

Полный ток к.з. в момент времени =0,08с

.

Расчёт токов к.з. в точке К2

Результирующая схема замещения до точки К2 представлена на рис. 15 Рис. 15

Действующее значение периодической составляющей начального тока к.з.

Суммарное значение периодической составляющей в начальный момент

.

Периодическая составляющая тока к.з. от системы принимается незатухающей для момента времени =0,08 с.

Периодическая составляющая тока к.з. в момент времени =0,08с для двигателей:

для ;

для ;

Периодическая составляющая полного тока в точке К2 в момент времени

.

Апериодическая составляющая тока к моменту времени =0,08с:

для ветви системы Та=0,15с (по табл. 4.5)

;

для ветви СД Та=0,05с (по табл. 4.5[1])

.

для ветви АД Та=0,04с (по табл. 4.5[1])

.

Суммарное значение апериодического тока в момент времени

.

Ударные токи к.з. в точке К2 :

для ветви системы куд=1,93 (табл. 4.5[1])

;

для ветви СД куд=1,8 (табл. 4.5[1])

.

для ветви СД куд=1,6 (табл. 4.5[1])

.

Суммарное значение ударного тока в точке К2

.

Полный ток к.з. в момент времени

.

Результаты расчётов тока к.з. в максимальном и минимальном режимах сводим в табл.6

Таблица 6

Режим	Точки к.з.	Ветви к.з.	Iпо, кА	Iпф, кА	Iаф, кА	Iкф, кА	Tа, с	Kуд	Iуд, кА
Макси- мальный	1	От системы	4,14	4,14	1,18	7,03	0,05	1,8	10,54
	2	От системы	10,34	10,43	8,65	32,4	0,15	1,93	26,55
		От СД	0,672	0,4368	0,192	0,8097	0,05	1,8	1,71
		От АД	0,3866	0,097	0,074	0,211	0,04	1,6	0,875
		Сумма	11,49	10,96	9,916	24,42			29,14
Мини- мальный	1	От системы	2,24	2,24	0,639	3,8	0,05	1,8	5,7
	2	От СД	0,336	0,2184	0,096	0,405	0,05	1,8	0,855
		ОТ АД	0,1933	0,048	0,037	0,105	0,04	1,6	0,437
		От системы	8,71	8,71	7,23	19,55	0,15	1,93	23,77
		Сумма	9,24	8,976	7,363	20,057			25,06

5.Выбор оборудования и токоведущих частей

Выбор оборудования и токоведущих частей распредустройств производится по схеме рис. 16.

Электрические аппараты и токоведущие части РУ (распределительных устройств) должны выбираться по роду установки (наружная и внутренняя), их конструкция должна учитывать характер среды, в которой будет работать изоляция и токоведущие части: сырость, запылённость помещений и загрязнённость воздуха промышленными уносами, температура окружающего воздуха. Наличие химически активной среды, пожаро- и взрывоопасность помещений. Существенное значение для выбора аппаратов имеют климатические условия местности и высота её над уровнем моря.

Во всех случаях выбор проводов, шин, аппаратов и конструкций должен производиться как по нормальным условиям работы (соответствие рабочему напряжению и току, классу точности и т.д.), так и условиям работы при коротких замыканиях (термические и динамические воздействия, коммутационная способность аппаратов).

Рис. 16. Схема понизительной подстанции

5.1 Выбор оборудования на вводе 110 кВ

Расчётный ток присоединения определяется из следующего условия:

Где, -коэффициент начальной нагрузки в аварийном режиме.

По номинальным параметрам для утяжелённого режима подходит к установке выключатель типа МКП-110Б-630-20У1

Отключающая способность выключателя оцениваться по времени = tсв + 0,02 с.

Где tсв -собственное время выключателя

= 0,0,8 + 0,02 = 0,1 с.

Расчётный тепловой импульс квадратичного тока к.з. В определяется по формуле (5.11) [1] значения токов к.з., Ta принимаются по табл.4.1.

Полное время отключения к.з. в точке К-2

t = t + = 1 + 0,14 = 1,14 с,

где t – время действия максимальной токовой защиты 1с.

Где. Ta =0,0,5с

Iпо =4,14 кА

Условия выбора и проверки выключателя типа МКП-110Б-630-20У1 занесены в таблицу 7

Таблица 7

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчётные параметры
	110 кВ	110 кВ
	630 А	358,2 А
	20 кА	4,14 кА
	52 кА	10,54 кА
	20 кА	4,14 кА
	52 кА	10,54 кА
	2023=1200 кА2с	2,57 кА2с
	20 кА	4,14 кА
	20=28,28 кА	7,03 кА

Выключатель проходит по всем параметрам в нормальном, утяжелённом и аварийном режимах.

На вводе по номинальным параметрам в нормальном и утяжелённом режиме подходит к установке разъединитель типа РНД-110/1000У1

Таблица 8

Условия выбора и проверки разъединителя типа РНД-110/1000У1

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчётные параметры
	110 кВ	110 кВ
	1000 А	358,2 А
	80 кА	10,54 кА
	31,5І·4=3969кАІ·с	2,57кАІ·с

Разъединитель проходит по всем параметрам в нормальном, утяжелённом и аварийном режимах.

Выбор выключателя на транзитных линиях

Расчётный ток присоединения:

Где, -мощность одной линии.

По номинальным параметрам для утяжелённого режима к установке подходит выключатель типа МКП-110Б-630-20У1

Условия выбора и проверки выключателя типа МКП-110Б-630-20У1

Таблица 9

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчётные параметры
	110 кВ	110 кВ
	630 А	104,97 А
	20 кА	4,14 кА
	52 кА	10,54 кА
	20 кА	4,14 кА
	52 кА	10,54 кА
	2023=1200 кА2с	2,57 кА2с
	20 кА	4,14 кА
	20=28,28 кА	7,03 кА

Данный выключатель типа МКП-110Б-630-20У1 проходит по всем параметрам в нормальном, утяжелённом и аварийном режимах.

На вводе по номинальным параметрам подходит разъединитель типа РНД-110/1000У1

Таблица 10

Условия выбора и проверки разъединителя типа РНД-110/1000У1

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчётные параметры
	110 кВ	110 кВ
	1000 А	104,97 А
	80 кА	10,54 кА
	31,5І·4=3969кАІ·с	2,57кАІ·с

Разъединитель проходит по всем параметрам в нормальном, утяжелённом и аварийном режимах.

Выбор оборудования на вводах трансформатора

Расчётный ток присоединения:

По номинальным параметрам для утяжелённого режима подходит к установке выключатель типа МКП-110Б-630-20У1

Полное время отключения к.з.:

Где, -время действия максимальной токовой защиты.

Полный тепловой импульс квадратичного тока к.з.

Условия выбора и проверки выключателя типа МКП-110Б-630-20У1

Таблица 11

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчётные параметры
	110 кВ	110 кВ
	630 А	147,27 А
	20 кА	4,14 кА
	52 кА	10,54 кА
	20 кА	4,14 кА
	52 кА	10,54 кА
	2023=1200 кА2с	19,37 кА2с
	20 кА	4,14 кА
	20=28,28 кА	7,03 кА

Данный выключатель типа МКП-110Б-630-20У1 проходит по всем параметрам в нормальном, утяжелённом и аварийном режимах.

Выбираем разъединитель типа РНД-110/1000У1

Таблица 12

Условия выбора и проверки разъединителя типа РНД-110/1000У1

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчётные параметры
	110 кВ	110 кВ
	1000 А	148,27 А
	80 кА	10,54 кА
	31,5І·4=3969кАІ·с	19,37кАІ·с

Разъединитель проходит по всем параметрам в нормальном, утяжелённом и аварийном режимах.

Выбор межсекционного выключателя

Расчётный ток присоединения:

По номинальным параметрам для утяжелённого режима подходит к установке выключатель типа МКП-110Б-630-20У1

Условия выбора и проверки выключателя типа МКП-110Б-630-20У1

Таблица 13

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчётные параметры
	110 кВ	110 кВ
	630 А	253,25 А
	20 кА	4,14 кА
	52 кА	10,54 кА
	20 кА	4,14 кА
	52 кА	10,54 кА
	2023=1200 кА2с	2,57 кА2с
	20 кА	4,14 кА
	20=28,28 кА	7,03 кА

Данный выключатель типа МКП-110Б-630-20У1 проходит по всем параметрам в нормальном, утяжелённом и аварийном режимах.

Выбираем разъединитель типа РНД-110/1000У1

Таблица 14

Условия выбора и проверки разъединителя типа РНД-110/1000У1

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчётные параметры
	110 кВ	110 кВ
	1000 А	253,25 А
	80 кА	10,54 кА
	31,5І·4=3969кАІ·с	19,37кАІ·с

Разъединитель проходит по всем параметрам в нормальном, утяжелённом и аварийном режимах.

На вводе до трансформатора по номинальным параметрам в нормальном и утяжелённом режимах подходит трансформатор тока типа ТВТ-110.

Расчёт нагрузки

Таблица 15

Прибор	Тип	Нагрузка 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
Счётчик активной энергии	И-672М	2,5	–	2,5
Счётчик реактивной энергии	И-673М	2,5	–	2,5
Всего:		6,5	–	6,0

Наиболее загруженная фаза А S приб= 6,5 ВА.

Сопротивление измерительных приборов фазы А

Максимально возможное сопротивление соединительных проводов при r 2 ном= 1,2 Ом в классе точности 0,5 составляет

Где,- сопротивление проводов, Ом

– сопротивление контактов

=1,2-0,26-0,1=0,84 Ом

Сечение соединительных проводов для схемы соединений трансформатора тока в неполную звезду.

мм2;

где =0,028 – удельное сопротивление для алюминиевых проводов;

=20м – длина трассы соединительных проводов.

Минимальное сечение алюминиевого провода из условия механической прочности 2,5мм2. Принимаем Sпр=2,5мм2. При этом сечении сопротивление проводов

Ом;

вторичная нагрузка трансформаторов ток

Ом;

Принимаем

Таблица. 16

Условия выбора и проверки трансформатора тока типа ТВТ-110]

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчетные параметры
	110 кВ	110 кВ
	200 А	104,97 А
	31	10,54 кА
	1024=400 кА2с	2,57 кА2с
	1,2 Ом	0,76 Ом

Трансформатор тока проходит по всем параметрам в нормальном, утяжелённом и аварийном режимах.

Выбор трансформатора напряжения на секциях 110 кВ

Выбираем для расчёта трансформатор напряжения типа НКФ-110-83У1

Расчёт вторичной нагрузки трансформатора напряжения типа НКФ-110-83У1

Таблица 17

Наименование прибора	Тип прибора	Количество приборов	Нагрузка включения между фазами, В·А
			АВ	ВС	СА
Амперметр	Э-335	1	2	2	–	–	–	–
Ваттметр	Д-335	4	1,5	6	1,5	6	–	–
Варметр	Д-335	4	–	–	1,5	6	1,5	6
Счётчик активной энергии	И-674М	4	3	12	3	12	–	–
Счётчик реактивной энергии	И-673М	4	–	–	3	12	3	12
Всего:		17	6,5	20	9	36	4,5	18

Таблица 18

Условия выбора и проверки трансформатора напряжения

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчетные параметры
	110 кВ	110 кВ
	400 В·А	36 В·А

Трансформатор напряжения типа НКФ-110-83У1 удовлетворяет условиям проверки.

5.2 Выбор оборудования на вводе 10 кВ трансформатора

Расчётный ток присоединения определяется из условия отключения одного трансформатора. Максимальная нагрузка на оставшийся в работе трансформатор определяется коэффициентом загрузки в аварийном режиме

а) По номинальным параметрам для утяжелённого режима подходит к установке выключатель) типа ВМП-10-1000-20УЗ

Отключающая способность выключателя оцениваться по времени = tсв + 0,02 с.

Собственное время выключателя равно 0,1с [2].

= 0,1 + 0,02 = 0,12 с.

Так как >0,06 с, то значение нормированной асимметрии ном = 0.

Полное время отключения к.з. в точке К-2:

tОТК = tМТЗ + = 1 + 0,12 = 1,12 с,

где tМТЗ – время действия максимальной токовой защиты

Расчётный тепловой импульс равен:

кА2с.

Таблица 19

Условия выбора и проверки выключателя типа ВМП-10-1000-20У

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчётные параметры
	10 кВ	10 кВ
	1000 А	776,67 А
	20 кА	10,43 кА
	52 кА	26,55 кА
	20 кА	10,43 кА
	52 кА	26,55 кА
	2028=3200 кА2с	138,16 кА2с.
	20 кА	10,43 кА
	20=28,28 кА	23,4 кА

Выключатель проходит по всем параметрам в нормальном, утяжелённом и аварийном режимах.

Так как на проектируемой подстанции будет выбрано комплектное распределительное устройство типа К-XII, которое оборудовано выключателем ВМП-10, то разъединитель для данного присоединения не выбирается.

На вводе от трансформатора по номинальным параметрам в нормальном и утяжелённом режиме подходит шинный трансформатор тока типа ТШЛК-10-1000УЗ.

Расчётная нагрузка вторичных цепей трансформатора тока определяется для схемы включения приборов, приведённой на рис.17.

Рис. 17

Расчёт нагрузки.

Таблица 20

Прибор	Тип	Нагрузка по фазам, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	–	–
Ваттметр	Д-335	0,5	–	0,5
Варметр	Д-335	0,5	–	0,5
Счётчик активной энергии	И-672 М	2,5	–	2,5
Счётчик реактивной энергии	И-673 М	2,5	–	2,5
Всего:		6,5	–	6,0

Наиболее загруженная фаза А S приб= 6,5 ВА.

Сопротивление измерительных приборов фазы А

Где, -номинальный ток вторичной обмотки трансформатора тока, А

Сопротивление проводов:

Где, -номинальное вторичное сопротивление трансформатора тока, =0,8 Ом (при классе точности 0,5)

-сопротивление контактов проводов, =0,1 Ом

Ом

Сечение соединительных проводов:

мм2;

где =0,028 – для алюминиевых проводов

=20м – длина трассы соединительных проводов.

Принимаем Sпр=2,5мм2. При этом сечении сопротивление проводов

Ом;

вторичная нагрузка трансформаторов тока

Ом;

Таблица. 21

Условия выбора и проверки трансформатора тока типа ТШЛП-10-1000УЗ

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчетные параметры
	10 кВ	10 кВ
	1000 А	766,67 А
	31,5І·4=3969кАІ·с	138,16кАІ·с
	0,8 Ом	0,74 Ом

Трансформатор тока проходит по всем параметрам в нормальном, утяжелённом и аварийном режимах.

Выбор и проверка сборных шин РУ-10 кВ.

Расчётный рабочий ток сборных шин принимается равным длительному максимальному току в наиболее тяжёлом режиме работы электроустановки. Максимальный ток будет протекать по сборным шинам при отключении одного трансформатора и перегрузке другого до Кз.ав=1,13. Так как мощность подключенных к секциям сборных шин батарей конденсаторов, как правило, намного меньше мощности трансформаторов, то их влиянием пренебрегаем.

А;

По этому току выбираются алюминиевые однополосные шины сечением (60х6) мм, установленные горизонтально [2].

Эскиз расположения шин представлен на рис.18

Рис. 18 Эскиз расположения шин

Значения и принимаются по типовым проектам распределительных устройств

= 0,35 м; = 0,9 м;

расстояние между прокладкамип= 0,45 м,= 0,008 м,= 0,1 м.

Момент сопротивления шин по табл.5.3[1].

см3;

Напряжение в шине при фазном взаимодействии определяется при максимальном усилии, приходящемся на 1 м длины:

Н/м;

Где, -наибольшее удельное усилие, Н/м

-ударный ток к.з., А

Где, М -изгибающий момент, Н/м

W-момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной направлению действия усилия, ;

Проверяем шины на динамическую стойкость при к.з.

(табл. 5.33, 1121)

(Алюминий АТ)

Проверяем шины на термическую стойкость.

Минимальное сечение шин по условиям термической стойкости определяется по формуле:.

Где, В -тепловой импульс тока к.з., АІ·с

С -расчётный коэффициент (Табл. 5.5, 1121)

С

Таблица 22

Условия выбора и проверки сборных шин

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчётные Параметры
	870 А	776,67 А
	70 МПа	9,6 МПа
	360 ммІ	143 ммІ

Сборные шины проходит по всем параметрам в нормальном, утяжелённом и аварийном режимах.

Выбор опорных изоляторов для РУ-10 кВ.

По номинальному напряжению и роду установки подходят изоляторы ИОР-10-4.00У3 Проверка по допустимой механической нагрузке производится по условию

-поправочный коэффициент , при горизонтальном расположении шин.

Наибольшая расчётная нагрузка для опорного изолятора:

Н;

Таблица 23

Условия выбора и проверки опорных изоляторов.

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчётные параметры
	10кВ	10 кВ
	0,6·4000=2400 Н	384,29 Н

Опорные изоляторы проходят по всем параметрам в нормальном, утяжелённом и аварийном режимах.

Выбор проходных изоляторов для РУ-10 кВ.

Расчётный рабочий ток:

По номинальным параметрам к установке подходят проходят проходные изоляторы типа ИП-10/1000-1250У1

Н;

Таблица 24

Условия выбора и проверки опорных изоляторов.

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчётные Параметры
	10кВ	10 кВ
	0,6·1250=750 Н	192,15 Н
	1000А	776,67А

Опорные изоляторы проходят по всем параметрам в нормальном, утяжелённом и аварийном режимах.

Выбор межсекционного выключателя.

Расчётный рабочий ток:

К установке по номинальным параметрам к установке подходят проходят выключатели типа ВМП-10-1000-20У

Полное время отключения к.з.

Та=0,15с

Тепловой импульс:

Таблица 25

Условия выбора и проверки межсекционного выключателя типа ВМП-10-1000-20У.

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчётные параметры
	10 кВ	10 кВ
	1000 А	776,67 А
	20 кА	11,49 кА
	52 кА	29,14 кА
	20 кА	11,49 кА
	52 кА	29,14 кА
	2028=3200 кА2с	42,25 кА2с.
	20 кА	10,96 кА
	20=28,28 кА	24,42 кА

Выключатель проходят по всем параметрам в нормальном, утяжелённом и аварийном режимах.

Выбор оборудования на отходящей линии 10 кВ.

Расчётный ток в отходящих линиях определяется исходя из следующих допущений:

а) нагрузка на линиях в нормальном режиме распределяется между линиями равномерно.

б) на всех линиях одинаковый tg = 0,4;

в) в утяжелённом (ремонтном или аварийном) режиме каждая линия может нести двойную нагрузку.

Исходя из этих условий, находим:

Где. -время защиты;

Та=0,15с

Тепловой импульс:

Таблица 26

Условия выбора и проверки выключателяВМП-10-630-31,5У.

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчетные параметры
	10кВ	10 кВ
	630 А	316 А
	31,5 кА	11,49 кА
	80 кА	29,14 кА
	31,5 кА	11,49 кА
	80 кА	29,14 кА
	31,524=3969 кА2с	99,02 кА2с
	31,5 кА	10,96 кА
	31,5·=44,5 кА	24,42 кА.

Выключатель проходит по всем параметрам в нормальном, утяжелённом и аварийном режимах.

Выбор силовых кабелей.

Выбор силовых кабелей производим по экономической плотности тока, выбранное сечение должно удовлетворять длительно допустимому току по условиям нагрева в утяжелённом режиме работы.

Сечение кабелей:

Где, – ток нормального режима, А

– экономическая плотность тока, А/ммІ

При числе часов использования максимума Тм=3000ч, значение =1,4А/ммІ для алюминиевых проводников.

При прокладке кабелей в земле можно применять АСБ-(3х150) общим сечением 300 ммІ.Длительно допустимый ток на кабели 550А[2]

Перегрузка кабелей в утяжелённом режиме составит то есть менее 130%, что является допустимым.

По условиям термической стойкости минимальное сечение кабелей равно:

Где, В -тепловой импульс, рассчитанный в п. 5.3.

С=90- Расчётный коэффициент.

Таблица 27

Условия выбора и проверки кабелей на отходящих линиях.

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчётные параметры
	10 кВ	10 кВ
	114,3 ммІ	300 ммІ
	550·1,3=715 А	316 А
	110,56 ммІ	300 ммІ

Кабели отходящих линий проходят по всем параметрам в нормальном, утяжелённом и аварийном режимах.

Выбор трансформатора тока на отходящих линиях.

По номинальным параметрам на отходящей линии может быть выбран трансформатор тока типа ТПЛ-10-400.

Расчёт допустимой вторичной нагрузки проводится аналогично расчётам нагрузки для трансформатора тока типа ТШЛП-10-1000У3 (таблица 20)

Соединительные провода приняты алюминиевые, сечением 25ммІ, длиной 10м

Таблица. 28

Условия выбора и проверки трансформатора тока типа ТПЛ-10-400

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчетные параметры
	10 кВ	10 кВ
	400А	316 А
	125 кА	29,14 кА
	2524=2500кА2с	99,02 кА2с
	0,6 Ом	0,554 Ом

Трансформатор тока проходит по всем параметрам в нормальном, утяжелённом и аварийном режимах.

Выбор трансформатора напряжения на секциях 10 кВ.

На каждой секции подключаются по одному трансформатору напряжения типа НТМК-10-66.

К трансформатору напряжения подключены параллельные обмотки приборов PV, PW, PVA, PI, PK.

Счётчики активной энергии (PI) – на всех присоединениях; ваттметры (PW) – на вводах; Варметры(PVA) и счётчики реактивной энергии (PK) – на вводах и батареях конденсаторов; вольтметры с переключателем (PV) – на секциях шин.

Таблица 6.10

Расчёт вторичной нагрузки трансформатора напряжения типа НТМК-10-66.

Наименование Прибора	Тип Прибора	Кол-во приборов	Мощность	Нагрузка включения между фазами, ВА
				АВ	ВС	СА
Вольтметр	Э-335	1	2	2	–	–
Ваттметр	Д-335	1	1,5	1,5	1,5	–
Варметр	Д-335	2	1,5	–	3	3
Счётчик активной энергии	И-674	6	3	18	18	–
Счётчик реактивной энергии	И-673 М	7	3	–	21	21
Всего:				21,5	43,5	24

Таблица.30

Условия выбора и проверки трансформатора напряжения

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчетные параметры
	10кВ	10кВ
	120ВА	43,5ВА

Трансформатор напряжения удовлетворяет условиям проверки.

Выбор оборудования для двигателей.

Ток двигателей:

По номинальным параметрам для утяжелённого режима подходит к установке выключатель типа ВМП-10-630-31,5У. Условия выбора и проверки выключателя смотрите в таблице 31

Таблица 31

Условия выбора и проверки выключателяВМП-10-630-31,5У.

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчетные параметры
	10кВ	10 кВ
	630 А	316 А
	31,5 кА	11,49 кА
	80 кА	29,14 кА
	31,5 кА	11,49 кА
	80 кА	29,14 кА
	31,524=3969 кА2с	99,02 кА2с
	31,5 кА	10,96 кА
	31,5·=44,5 кА	24,42 кА.

Выключатель проходит по всем параметрам в нормальном, утяжелённом и аварийном режимах.

Для питания двигателей выбираем силовой кабель АСБ-(3х150)

Условия выбора и проверки смотрите в таблице 32

Таблица 32

Условия выбора и проверки кабеля АСБ-(3х150).

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчётные параметры
	10 кВ	10 кВ
	114,3 ммІ	300 ммІ
	550·1,3=715 А	316 А
	110,56 ммІ	300 ммІ

Кабели отходящих линий проходят по всем параметрам в нормальном, утяжелённом и аварийном режимах.

К установке по номинальным параметрам подходит трансформатор тока типа ТШЛП-10-1000У3. Условия выбора и проверки трансформатора тока смотрите в таблице 33

Таблица. 33

Условия выбора и проверки трансформатора тока типа ТШЛП-10-1000УЗ

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчетные параметры
	10 кВ	10 кВ
	1000 А	766,67 А
	31,5І·4=3969кАІ·с	138,16кАІ·с
	0,8 Ом	0,74 Ом

Выбор оборудования для батарей статических конденсаторов.

Ток БСК:

По номинальным параметрам подходит к установке выключатель ВМП-10-630-31,5У Результаты проверки выключателя смотрите в таблице 34

Таблица 34

Условия выбора и проверки выключателяВМП-10-630-31,5У.

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчетные параметры
	10кВ	10 кВ
	630 А	316 А
	31,5 кА	11,49 кА
	80 кА	29,14 кА
	31,5 кА	11,49 кА
	80 кА	29,14 кА
	31,524=3969 кА2с	99,02 кА2с
	31,5 кА	10,96 кА
	31,5·=44,5 кА	24,42 кА.

Выключатель проходит по всем параметрам в нормальном, утяжелённом и аварийном режимах.

По номинальным параметрам к установке подходит трансформатор тока типа ТПЛ-10-400

К трансформатору подключаются амперметр и токовая обмотка счётчика реактивной энергии.

Расчёт допустимой нагрузки:

Таблица. 35

Условия выбора и проверки трансформатора тока типа ТПЛ-10-400

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчетные параметры
	10 кВ	10 кВ
	400А	51,96 А
	125 кА	29,14 кА
	2524=2500кА2с	99,02 кА2с
	0,6 Ом	0,554 Ом

Трансформатор тока проходит по всем параметрам в нормальном, утяжелённом и аварийном режимах.

6. Конструкция распределительных устройств

6.1 Конструкция закрытых распределительных устройств

Принимаем к установке КРУ типа К-Х11. Количество ячеек равно 36. Ширина коридора управления 2м. Ячейки располагаются в 2 ряда. Здание ЗРУ имеет размеры 18*30м, высота – 7,2м. Расстояние между осями фаз для сети 110кВ – 1600 мм. Силовые и контрольные кабели на понижающей подстанции проложены в кабельных каналах, закрытых съёмными плитами. Подводка от трансформатора до ЗРУ выполняется кабелем. Схема заполнения ЗРУ 10 кВ представлена на рис. 10.

Конструкция открытых распределительных устройств.

Многообъёмные масляные выключатели 110кВ устанавливаются на фундаментах высотой 0,8м. Малообъёмные масляные выключатели, измерительные трансформаторы тока и напряжения устанавливаются на железобетонных основаниях высотой 3м. Для транспорта тяжёлого оборудования на площадке ОРУ принимаем бетонированную дорогу. ОРУ имеет ограду высотой не менее 2,4м. Под силовыми трансформаторами и баковыми выключателями 110кВ укладывается слой гравия толщиной не менее 250мм, и предусматривается сток масла в систему отвода ливневых вод. Между трансформаторами при расстоянии между ними менее 15м устанавливаются железобетонные или перегородки из кирпича, предотвращающие распространение пожара. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты и автоматики прокладываются в каналах, расположенных вдоль рядов оборудования, а также без заглубления их в почву. Количество ячеек ОРУ 10. Длина ОРУ равна 51,5м, ширина 90м. Расположение выключателей однорядное. Количество ярусов проводников – 3. Расстояние проводников первого яруса до земли составляет 3,6м, расстояние по вертикали между проводниками первого и второго ярусов составляет 3,9м, а между проводниками второго и третьего ярусов с учётом провеса 3м. Высота ячейкового портала 11м, шинного – 8м.

Рис. 19 Схема заполнения ЗРУ- 10кВ

7. Заземляющие устройства

Допустимое сопротивление заземляющего устройства в установках 110 кВ и выше с заземлённой нейтралью r з= 0,5 Ом [ 6 ].

Заземляющее устройство выполняется в виде сетки из вертикальных заземлителей и соединительных полос, расположенных вдоль рядов оборудования и поперёк их и создающих заземляющую сетку с переменным шагом. 17,6х19 мІ.

Площадь заземляющего устройства 80х55,4 мІ, грунт-глина,с=50 Ом·м[[I/2]таблица 7,1]. Длина вертикальных заземлителей Lв=5 м, глубина заземления горизонтальных проводников t=0,7 м

Для упрощения расчётов реальный грунт заменяется двухслойной землёй, учитывающей изменение сопротивления грунта при его промерзании коэффициентом сезонности kс на глубину верхнего слоя p. Для наших климатических условий можно принять kс = 5 и p =2 м.

Расчёт заземляющего устройства РУ-110 кВ

Заземляющее устройство изображено на рисунке 20

Сторона квадрата расчётной модели:

Длина горизонтальных полос по плану:

.

Число ячеек со стороны квадрата:

.

Длина полос в расчётной модели:

Длина сторон ячейки:

Число вертикальных заземлителей по периметру контура при условии a/в=1.

Общая длина вертикальных заземлителей:

Относительная глубина

По табл.7.3[12] для kс = 5; a/в=2

определяем эк / = 1,26, тогда эк = 1,26· =1,26·50=63 Ом·м;

Определяем сопротивление заземляющего устройства

что меньше Rдоп = 0,5 Ом.

Таким образом, сопротивление заземляющего контура подстанции удовлетворяет требованию ПУЭ.

8. Грозозащита территории подстанции

От прямых ударов молнии электроустановки защищаются стержневыми и тросовыми молниеотводами.

Молниеотводы устанавливаются на порталах. Общая высота молниеотвода и портала 30м. Наибольшая высота защищаемого оборудования 10,5м. Расположение молниеотвода показана на рисунке 21.

Зона защиты одиночного молниеотвода:

Где -высота молниеотвода, =30м;

-высота защищаемого оборудования, =10,5м;

=1, т.к.

-радиус зоны защиты, [м] определяется:

Зоны защиты четырёхстержневых молниеотводов

где D-наибольшая диагональ четырёхугольника или трапеции, м.

Наименьшая ширина зоны bx определяется по кривым [1121, рис. 8.4]

;

.

Выбранное расположение молниеотводов и их высота обеспечивают защиту оборудования подстанции.

Рис. 21. Расположение молниеотвода

9. Собственные нужды подстанции

9.1 Выбор трансформаторов с.н. подстанций

На подстанции устанавливаются два трансформатора типа ТСЗ-1000/10 [2].

9.2 Выбор оперативного тока

Для питания оперативных цепей данной подстанции применяется постоянный оперативный ток.

Список используемой литературы

Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. Т.2 / Под ред. А. А. Федорова. М.: Энергоиздат. 1987.

Электрическая часть станций и подстанций (Справочные материалы)/ Под ред. Б.Н. Неклепаева. М.: Энергоатомиздат, 1989.

Денисов В.И. Технико- экономические расчёты в энергетике. Методы экономического сравнения вариантов. М.: Энергоиздат. 1987

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

Васильев А.А. Электрическая часть электростанций и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 1990.

Правила устройства электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1985.

Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. М.: Энергоатомиздат, 1985.

Нормы технологического проектирования подстанций с высшим напряжением 35-750 кВ. НТС Минэнерго СССР.М., 1979.

Справочник по проектированию подстанций 35-500 кВ/ Под ред. С.С. Рокотяна, Я.С. Самойлова. М.: Энергоиздат, 1982.

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

Правила применения скидок и надбавок к трансформаторам на электроэнергию за потребление и генерацию реактивной энергии. Промышленная энергетика №6, 1996.

Методические указания к курсовому проектированию по предмету “Электрическая часть понизительной подстанции промышленного предприятия. Магнитогорск, 2002.