Сетевая подстанция

Содержание:

	

		Введение.

		1. Выбор структурной схемы подстанции

		2. Выбор мощности силовых трансформаторов

		3. Определение числа линий

		4. Выбор схем распределительных устройств (РУ)

		5. Технико-экономический расчет

		6. Выбор схемы электрического снабжения собственных нужд и трансформаторов собственных нужд

			7. Расчет токов короткого замыкания

		8. Выбор электрических аппаратов

		9. Выбор токоведущих частей

		10. Выбор измерительных трансформаторов тока

		11. Выбор измерительных трансформаторов напряжения

		12. Выбор конструкции распределительных устройств

		Список использованных источников






	Введение

	

	В данном проекте рассматривается сеть 110 кВ и подстанцию 110/6 кВ.

	Электрическими сетями называется совокупность воздушных и кабельных линий электропередачи и подстанции, работающих на определенной территории. Электрическая сеть служит для передачи электроэнергии от места ее производства к местам потребления и распределения ее между потребителями.

		Электроэнергетика является основой развития производственных сил в любом государстве. Энергетика обеспечивает бесперебойную работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, коммунальных хозяйств. Стабильное развитие любой отрасли промышленности невозможно без постоянно развивающейся энергетики.

	Подстанция – электроустановка, предназначенная для преобразования и распределения электрической энергии. Проектируемые сеть и подстанция будут располагаться в Ишембае

	Ишимба́й (башк. Ишемба́й) — город (с 1940) в России, административный центр Ишимбайского района Башкортостана. Население 68,1 тыс. жителей (2008). Город расположен на юге Республики Башкортостан, в 166 км от Уфы, на реках Белая (приток Камы) и Тайрук. Возникновение и экономическое развитие Ишимбая связано с открытием нефтяных месторождений (Второе Баку). Был образован первый в Поволжье и на Урале нефтепромысел (1932), первая нефтеперерабатывающая установка в посёлке Перегонный (1933), нефтеперерабатывающий завод (1936), построена новая железнодорожная ветка Дёма — Стерлитамак — Ишимбаево (1934). В конце 1937 года был введен в строй нефтепровод Ишимбаево — Уфа. В 1932 году у деревни Ишембай, известной с 1815 года, из скважины 702 ударил. Нефтяной промысел имени Кирова, разбросанный на десяток километров, объединил башкирские деревни Ишимбаево, Кусяпкул, Бурансы, задав современные границы города. Возле деревни Ишмбаево на левом берегу Белой возник в 1932 году рабочий посёлок имени С. М. Кирова. На правом берегу недалеко от Бурансы (русское название — Буранчино) в 1933 формировался будущий посёлок Перегонный. С 1934 года Ишимбай — посёлок городского типа, включавший в себя десяток новых рабочих поселений и старые башкирские деревни. С 10 февраля 1940 года Указом Президиума Верховного Совета РСФСР преобразован в город Ишимбай.

	Производства

	ОАО «Машиностроительная компания „Витязь“» (ИЗТМ), сейчас входит в холдинг «Мобильные Буровые Системы»

	НГДУ «Ишимбайнефть» ОАО «Башнефть» (ОАО Ишимбайнефть)

	ЗАО «ИНМАН»

	OOO «Идель Нефтемаш», Ишимбайский завод нефтепромыслового оборудования

	Ишимбайский специализированный химический завод катализаторов

	Мебельная фабрика

	ОАО «Промышленное Нефтегазовое объединение», ООО «Станкозавод», ОАО Ишимбайский станкостроительный завод, ООО МО «Ишимбайский эксперементально-механический завод»

	Электрические сети «Башкирэнерго» (ИЭС «Башкирэнерго»)

	ЗАО ИЧФ, Чулочно-носочная фабрика

	ЗАО ИФТИ, Трикотажная фабрика

	ООО «Кровлестом»

	Ишимбайский участок Уфимского УБР

	Кинокомплекс Икар

	Ишимбайская картинная галерея

	ООО «Башкирский пищевой продукт»

	Ишимбайский хлебокомбинат

	Ишимбайский вино-водочный завод — филиал ГУП «Башспирт»

	Торатау. Год основания 1965. Башкирская версия газ. Восход, с 2000 самостоятельное издание.

	ГородОК Ишимбай. Основан в марте 2008 года. Главный редактор — Егорова, Елена Викторовна.

	Ишимбайская пятница. Основана в 2002. Учредитель — Ф. Х. Живитченко.Сайт

	Подметки. Основана в 1999. Учредители Ильгиз Гильманов, Анвар Умитбаев, Ильдус Ямалов. Сайт

	




	1. Выбор структурной схемы подстанции

	

	Для питания заданной нагрузки с шин низкого напряжения (РУ НН) 10кВ и среднего напряжения (РУ СН) 35кВ, согласно ПУЭ, устанавливают обычно два двухобмоточных трансформатора. Эти трансформаторы должны иметь РПН. Мощность трансформатора выбирается максимальной (max), чтобы при отключений одного трансформатора, второй обеспечивал питание нагрузки и был бы перегружен не более допустимых пределов [Неклипаев. c87], то есть должно выполняться условие:

	

	, (1)

	

	где, - максимальная расчетная мощность, МВА.

	- номинальная мощность трансформатора, МВА

	

	

	Рис.1. Вариант структурной схемы подстанции

		РУ ВН 110 кВ

		РУ НН 6 кВ

	




	3. Выбор мощности силовых трансформаторов

	

	, (2)

	, (3)

	, (4)

	

	где, - номинальное напряжение высокой стороны трансформатора, кВ;

	- номинальное напряжение низкой стороны трансформатора, кВ;

	- номинальная мощность трансформатора, МВА;

	- напряжение на шинах распределительного устройства, кВ;

	- расчетная мощность передаваемая через трансформатор, МВА.

	Расчетная мощность , МВА, определяется по формуле:

	

	, (1)

	

	где, - максимальная мощность передаваемая через трансформатор, МВА.

	Максимальная мощность на соответствующем напряжении определяется по формуле:

	

	, (5)

	

	Где, - активная мощность на низком напряжении, МВт;

	- коэффициент мощности.

	Проверка выбранного трансформатора по перегрузке производится по формуле:

	

	 (6)

	

	3.1 Расчет варианта

	

	Максимальная мощность на низком напряжении определяется по формуле (5):

	

	= МВА,

	

	По условию

	

	=0,7*=0,7*31,8=27,2 МВА.

	

	Выбирается по Б.Н.Неклепаеву (стр.210) трансформатор типа ТРДН-25000/110

	Проверка выбранного трансформатора выполняется по условию (2)-(4).

	115 кВ>110 кВ,

	11 кВ>6 кВ,

	25 МВА>27,2 МВА.

	Проверка выбранного трансформатора по перегрузке производится по формуле (6):

	

	,

	

	1,272<1,4.

	Таблица 1

	Технические данные трансформатора

	Тип трансформатора

	,МВА

	, кВ

	Потери, кВ

	, %

	

	

	ВН

	СН

	НН

	

	

	ВН-СН

	ВН-НН

	СН-НН

	ТРДН

	25

	115

	-

	6,3

	27

	120

	-

	10,5

	-

	




	4. Определение числа линий

	

	4.1 Определение числа линий на воздушных линиях высокого напряжения 110 кВ

	

	Данная подстанция связана с системой по двум воздушным линиям.

	

	4.2 Определение числа линий на кабельных линиях 6 кВ

	

	Расчет числа линий на НН производится по экономической плотности тока;

	Максимальный расчетный ток продолжительного режима  ,А, определяется по формуле:

	

	 (7)

	

	Суммарное экономическое сечение провода ,, определяется по формуле:

	

	, (8)

	

	где, - экономическая плотность тока выбирается по Л.Д.Рожковой (стр.233), А/

	Число линий n определяется по формуле:

	

	 (9)

	Где, - экономическое сечение одной линии, выбирается по ПУЭ (стр.33), .

	Максимальный продолжительный ток одной линии , А, определяется по формуле:

	

	, (10)

	

	Выбранный кабель проверяется по длительно допустимому току, по условию

	

	Iд.доп. > Iмах1л. (11)

	

	Где, - длительно допустимый ток берется по ПУЭ (стр.33), А.

	

	4.2.1 Расчет числа линий на НН

	Расчет числа линий на НН производится по экономической плотности тока;

	Максимальный расчетный ток продолжительного режима определяется по формуле (7):

	

	= А

	

	Суммарное экономическое сечение провода определяется по формуле (8):

	

	 




	Питание потребителей на низком напряжении осуществляется по кабелям с алюминиевыми жилами, с бумажной пропитанной, маслоканифольной и нестекающими массами изоляций свинцовой оболочки, с сечением токопроводящих жил 150.

	Число линий n определяется по формуле (9):

	

	л

	

	Принимаем число линий равное десять.

	Максимальный продолжительный ток одной линии определяется по формуле (10):

	

	 А.

	

	Выбранный кабель проверяется по длительно допустимому току, по условию (11):

	

	210 А192 А

	

	Для уменьшения токов короткого замыкания с низкой стороны устанавливаем сдвоенные реакторы.

	

	Iмах6=2900 А

	

	Выбираю сдвоенный реактор типа РБСГ-106-2*1000*0,28

	




	5. Выбор схем распределительных устройств (РУ)

	

	5.1 Выбор на стороне ВН 110 кВ

	

	Эта подстанция является узловой, она имеет 4 присоединений, две воздушных линий и два трансформатора

	Исходя из этих условий выбираю следующую схему:

	“Одна рабочая, секционированная выключателем система шин ”.

	

	5.2 Выбор на стороне НН 6 кВ

	

	Эта подстанция является узловой, она имеет 12 присоединений, десять кабельных линий и два трансформатора

	Исходя из этих условий выбираю следующую схему:

	“Две одиночные секционированная выключателем система шин”

	

	




	6. Технико-экономический расчет

	

	Технико-экономический расчет производится по методу приведенных затрат.

	Затраты, тыс.руб., которые определяется по формуле:

	

	З=К+С; (12)

	

	где, К- капитальные затраты на приобретенный монтаж и наладку оборудования берутся по Б.Н. Неклепаеву ( стр.191 ), тыс.руб;

	- нормативный коэффициент эффективности который зависит от срока окупаемости и для энергетики равен 0,12;

	С- эксплутационные расходы, тыс.руб.

	Эксплутационные расходы С, тыс.руб., определяется по формуле:

	

	С = С1 + С2; (13)

	

	где, С1 - стоимость потерь на электрическую энергию, тыс.руб.;

	С2 - амортизационные отчисления на ремонт и обслуживание оборудования, стоимость расходов на заработную плату.

	Стоимость потерь на электрическую энергию , тыс.руб., определяется по формуле:

	

	С1 =*; (14)

	

	где, - стоимость 1 кВт/ч потерянной энергии определяется по М.Н. Околовичу (стр. 79), коп/;

	- потери электрической энергии в трансформаторах, кВт/ч.

	Потери электрической энергии в трехобмоточном трансформаторе определяется по формуле:

	

	 (15)

	

	Где, - максимальная мощность передаваемая по обмотке ВН;

	- максимальная мощность передаваемая по обмотке СН;

	- максимальная мощность передаваемая по обмотке НН.

	Стоимость С2 , тыс.руб., определяется по формуле:

	С2 =0,09К (16)

	При расчете капитальных затрат К, тыс.руб., учитывается только разница в оборудовании, рассматриваемых вариантов.

	

	6.1 Расчет

	

	Капитальные затраты определяются по стоимости отдельных элементов схемы подстанций. Расчет стоимости трансформаторов из Л.Д. Рожковой (стр.336-338), стоимости ячеек РУ разного напряжения из Л.Д. Рожковой (стр.333-334)

	Данные расчетов капитальных затрат сведены в таблицу.

	

	Таблица 2

	Капитальные затраты

	Оборудование

	Стоимость ед. тыс. руб.

	Количество

	Суммарная стоимость

	ТРДН-25000/110

	84*30

	2

	5040

	Ячейка ОРУ 110 кВ

	36*30

	2

	2160

	Ячейка ОРУ 6 кВ

	3,9*30

	24

	2808

	ИТОГО

	

	

	10008

	




	Потери электрической энергии в трехобмоточном трансформаторе определяется по формуле (15):

	

	 кВт/ч

	

	Стоимость потерь на электрическую энергию, тыс.руб., определяется по формуле (14):

	

	С1 = 2*80*738000*0,00001=1180,8 т. руб.

	

	Стоимость С2 , тыс. руб., определяется по формуле (16):

	

	С2 = 0,9*10008 = 9007,2 т. руб.

	

	Эксплуатационные расходы, определяются по формуле (13):

	

	С= 1180,8 +9007,2 =10188 т. руб.

	

	Затраты, тыс. руб., которые определяется по формуле (12):

	

	З = 0,12*10008+10188=11388,96 т.руб.

	

	сетевой подстанция трансформатор электроснабжение




	7. Выбор схемы электрического снабжения собственных нужд и трансформаторов собственных нужд

	

	На подстанциях устанавливается два трансформатора собственных нужд. На подстанциях с оперативным током устанавливается трансформаторы собственных нужд, присоединенные через выключатели к шинам РУ 6 кВ. Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам собственных нужд с учетом коэффициента загрузки и одновременности, при этом отдельно учитываются летние и зимние нагрузки, а так же нагрузка в период ремонтных работ на подстанциях.

	Мощность трансформаторов собственных нужд ,кВА, выбирается по условию:

	

	 (17)

	

	Расчетная мощность ,кВА, определяется по формуле:

	

	 (18)

	

	где, - коэффициент спроса, учитывающий коэффициент одновременности и загрузки, берется по Л.Д. Рожковой ( стр.475)

	, - расчетные нагрузки собственных нужд с учетом летних и зимних нагрузок, кВт и кВАР.

	

	7.1 Выбор

	




	Таблица 3

	Нагрузка собственных нужд подстанций

	Вид потребителя

	Установленная мощность

	

	

	Нагрузка

	

	Единиц кВт*количество

	ВсегокВт

	

	

	,кВт

	,кВАР

	Охлаждение ТДТН 25000/110

	2*2,5

	5

	0,9

	0,48

	5

	1,3

	Подогрев приводов выключателей:110кВ

	1,8*2

	3,6

	1

	0

	3,6

	0

	Подогрев приводов разъединителей:110кВ

	0,6*6

	3,6

	1

	0

	3,6

	0

	Отопление, освещение, вентиляция ЗРУ совмещенная с ОПУ

	100

	100

	1

	0

	100

	-

	Здание разъездного персонала

	-

	5,5

	0,85

	0,62

	4,5

	2,8

	ОсвещениеОРУ 110 кВ

	2

	2

	1

	0

	2

	-

	Масло хозяйство

	-

	100

	0,85

	0,62

	85

	52,7

	Подзарядный агрегат

	2*23

	46

	1

	0

	46

	-

	Аварийные ремонтные нагрузки

	-

	26

	0,85

	0,62

	22,1

	13,7

	Итого

	

	

	

	

	271,8

	70,5

	

	 кВА.

	

	Выбирается 2 трансформатора по Б.Н. Неклепаеву типа ТСЗ-240/10, они будут подключены к шинам НН.

	Проверка выбранного трансформатора производится по условиям (2)-(4).

	10кВ=6кВ,

	0,4кВ=0,4кВ,

	400кВА>280,8кВА.

	Проверка выбранного трансформатора перегрузке производится по формуле (6):

	

	1,171,4




		8. Расчет токов короткого замыкания

		

		Расчет токов короткого замыкания в данном проекте необходим для выбора и проверки выключателей, разъединителей, измерительных трансформаторов, токоведущих частей, расчета релейной защиты и заземляющего устройства. Он сводится к определению начального значения периодической составляющей тока КЗ, величины ударного тока и значений периодической и апериодической составляющих тока КЗ в момент отключения (момент времени ).

		Для упрощения расчетов не учитывают:

		активное сопротивление цепи, считая его чисто индуктивным;

		насыщение магнитных систем;

		намагничивающие токи силовых трансформаторов;

		Не идеальность системы.

		

		8.1 Расчетная схема подстанции

		

		Под расчетной схемой подстанции понимают упрощенную однолинейную схему станции с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на ток КЗ и поэтому должны быть учтены при выполнении расчетов.

		

		8.2 Схема замещения подстанции

		

		Схемой замещения называется электрическая схема, соответствующая по исходным данным расчетной схеме, но в которой все магнитные (трансформаторные), связи заменены электрическими.

		




		8.3 Расчет сопротивлений

	

	Расчет сопротивлений производится в именованных единицах. Все сопротивления приводятся к базовому напряжению Uб =115 кВ

	Сопротивление энергосистемы  определяется по формуле:

	

	 (19),

	

	где, Uб – базовое напряжение, МВА.

	

	, Ом

	

	Сопротивление линии электрических передач определяется по формуле:

	

	 (20)

	

	где, - среднее удельное индуктивное сопротивление воздушной линии, берется по Л.Д. Рожковой (стр.130), Ом/км,

	- длина линии, км,

	- среднее напряжение в месте установки данного элемента, кВ.

	

	 ,Ом;

	Хл=Х2= Х3 =8 Ом.




	Сопротивление трансформатора  определяется по формуле:

	

	 (21)

	;

	;

	;

	= Ом;

	Ом;

		

	8.4 Расчет токов короткого замыкания в точке К1.(Шины 110 кВ)

	

	==4Ом;

	==10,6 Ом;

	

	Таким образом, начальное значение периодической составляющей токов короткого замыкания, , кА, определяется по формуле:

	

	 (22)

	

	где, - относительное ЭДС источника, берется по Л.Д. Рожковой,

	- результирующие сопротивление ветви схемы;

	 - базовый ток, кА.

	Базовый ток определяется по формуле:




	 (23)

	

	где, - среднее напряжение в точке короткого замыкания., кВ.

	Апериодическая составляющая тока короткого замыкания , кА, определяется по формуле:

	

	 (24)

	

	где, - определяется по кривым затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания по Л.Д. Рожковой (стр.151).

	Расчетное время для которого требуется определение токов короткого замыкания , с, определяется по формуле:

	

	 (25)

	

	где, - собственное время выключателя, с.

	Для современного выключателя собственное время выключения равно:

	

	=0,01  0,05

	

	Ударный ток короткого замыкания , кА, определяется по формуле:

	

	 (26)

	

	где, - ударный коэффициент, выбирается по Л.Д. Рожковой (стр.150).

	Периодическая составляющая тока короткого замыкания , для источника бесконечной мощности определяется по формуле:

	

	 (27)

	 кА

	 кА

	 кА

	 кА

	

	Все оставшиеся точки короткого замыкания рассчитываются аналогично первой точке. Все результаты расчетов занесены в таблицу.

	

	Таблица 4

	Результаты расчетов тока

	Точка короткого замыкания

	, кА

	, кА

	, кА

	, кА

	К1. Шины 110 Кв

	6,3

	0,89

	14,3

	6,3

	К2.Шины6 кВ

	Выключатель отключен

	24,2

	6,2

	64,9

	24,2

	

	Выключатель включен

	37,5

	7,9

	100

	37,5

		




	9. Выбор электрических аппаратов

	

	В пределах одного РУ Электрические аппараты выбирают по самому мощному присоединению.

	

	9.1 Выбор выключателей

	

	Выключатели выбирают по следующим условиям:

	

	 (28)

	 (29)

	 (30)

	 (31)

	

	Выбранные выключатели проверяется по условиям:

	- На симметричный ток отключения.

	

	 (32)

	

	- На возможные отключения апериодической составляющей тока к.з.

	

	 (33)

	 (34)

	

	где, - нормированное значение апериодической составляющей в отключающем токе, выбирается по каталогам выключателей, %.

	- На электродинамическую стойкость:

	 (35)

	

	- На термическую стойкость

	

	 (36)

	 (37)

	 (38)

	

	где, - среднеквадратичное значение тока, за время его протекания (ток термической стойкости) выбирают по каталогам выключателей, кА;

	- длительное протекание тока термической стойкости, выбирается по каталогам выключателей, с.

	Если условие 37 выполняется, а условие 38 не соблюдается, то  допускается проверка по отключающей способности, производимая по полному току короткого замыкания:

	

	 (39)

	

	9.2 Выбор разъединителей

	

	Разъединители выбираются по следующим условиям:

	

	 (40)

	 (41)

	 (42)

	

	Выбранные разъединители проверяются по следующим условиям:

	- На электродинамическую стойкость:

	

	 (43)

	- На термическую стойкость

	

	 (44).

	

	9.3 Выбор электрических аппаратов на напряжение 110 кВ

	

	Рассчитывается максимальный ток на стороне 110 кВ.

	

	 А

	 (9.18)

	=2*294,5=589 А

	

	Выбирается выключатель типа ВГБУ-110 , и разъединитель типа РГД-110/1000

	

	Таблица 9.1

	Выбор электрических аппаратов на напряжение 110 кВ

	Расчетные данные

	Каталожные данные

	

	Выключатель ВГУБУ-110

	Разъединитель РГД-110/1000

	=110 кВ

	=126 кВ

	=26 кВ

	=589 А

	=2000 А

	=1000 А

	=6,3кА

	=40 кА

	31,5 кА

	=14,3 кА

	=102 кА

	=80 кА

	=1,42 кс

	=4800 кс

	=2976,8 кА2 с

	=0,89 кА

	=25,4 кА

	-

	=3= 4800 кс;

	==2976,8 кс;

	= кс;

	 кА.

	

	9.4 Выбор электрических аппаратов на напряжение 6 кВ

	

	Рассчитывается максимальный ток на стороне 6 кВ

	

	, А

	

	Imax =2*1408=2816

	

	Выбирается выключатель типа ВВУ СЭЩ П 10-80/3150.

	

	Таблица 9.3

	Выбор электрических аппаратов на напряжение 6 кВ

	Расчетные данные

	Каталожные данные

	

	Выключатель ВВУ СЭЩ П 10-80/3150

	Разъединитель

	=6 кВ

	=10 кВ

	

	=2816А

	=3150 А

	

	=37,5 кА

	=80 кА

	

	=100 кА

	=104 кА

	

	=98,5 кс

	=4800 кс

	

	=7,39 кА

	=33,84 кА

	

	

	Разъединители в данном случае не выбираются так как они входят в комплект КРУ.

	Условие 38 не соблюдается ,поэтому выполняется проверка по полному току короткого замыкания по условию:

	

	

	

	90,24>88,775

	




	10. Выбор токоведущих частей

	

	10.1 Выбор токоведущих частей РУ-110 кВ

	

	Токоведущие части РУ выполняется проводами АС.

	Сечение гибких шин выбирается по допустимому току, по условию:

	

	 (45)

	

	Выбираем провод по Б.Н. Неклепаеву (стр.428) марки АС 240/32 d=21,6 мм.

	Проверка провода по условию 50

	

	605 А>589 А

	

	Проверка шин на схлестывание не производится, так как < 20 кА.

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

	Проверка провода на коронирование производится по условию:

	

	1,07E0.9 (46)

	

	где, Е-напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода, кВ;

	- начальное критическое напряжение электрического поля, кВ/см.

	Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода, кВ/см, определяется по формуле:




	 (47)

	

	где, - линейное напряжение, кВ;

	- радиус провода, см;

	- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

	При горизонтальном расположении фаз среднее расстояние , см, определяется по формуле:

	

	=1,26Д

	

	где, Д- расстояния между соседними фазами

	

	= см

	 кВ/см

	

	Максимальное значение начальной критической напряжения, электрического поля , кВ/см, определяется по формуле:

	

	 (48)

	

	где, m- коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода, берется по Л.Д. Рожковой (стр.237)

	

	m=0,82

	

	 кВ/см

	

	.

	

	10.2 Выбор токоведущих частей для РУ-6 кВ

	

	Определяем расчетные токи продолжительных режимов, А, по формуле:

	

	 (49)

	 А;

	 А;

	

	Выбираем сечение алюминиевых шин по допустимому току, принимаются шины коробчатого сечения 2 (1758080) .

	Проверяем шины на термическую стойкость:

	

	 (50)

	 

	22440мм2 >109,1 мм2

	

	Минимальное сечение по условию термической стойкости меньше выбранного сечения следовательно шины термически стойки

	Проверка сборных шин на механическую прочность производится по формул:

	 (51)

	, МПа;

	=3,52 МПа < =75 МПа

	

	Шины механически прочны.




	11. Выбор измерительных трансформаторов

	

	11.1 Выбор трансформаторов тока

	

	Трансформаторы тока выбираются по следующим условиям:

	

	 (52)

	 (53)

	 (54)

	

	- по конструкции и классу точности

	Трансформаторы тока проверяются:

	- по электродинамической стойкости

	

	 (55)

	

	- по термической стойкости

	

	 (56)

	

	- по вторичной нагрузки

	

	 (57)

	

	где, - номинальная допустимая нагрузка ТА в выбранном классе точности, Ом.

	- вторичная нагрузка ТА , Ом.

	Вторичная нагрузка ТА определяется по формуле:

	 (58)

	 (594)

	

	где, - номинальная вторичная нагрузка ТА, Ом;

	- вторичный ток ТА, А.

	Сопротивление приборов , Ом, определяется по формуле:

	

	 (60)

	

	Где, - мощность потребления приборами, ВА.

	Сопротивление соединительных проводов , Ом, определяется из формулы:

	

	 (61)

	

	Где, - сопротивление контактов выбирается по Л.Д. Рожковой (стр.374), Ом.

	Сечение соединительных проводов S, , определяется по формуле:

	

	 (62)

	

	Где, - удельное сопротивление материала провода, .

	- расчетная длинна проводов , берется по Л.Д. Рожковой (стр.375), м.

	11.1.1 Выбор трансформаторов тока для РУ-110 кВ

	Трансформаторы тока не выбирается, так как они встроены в вводы выключателя.

	Трансформатор тока устанавливается с первичным током 600 А.

	ТВ-110-600/5

	=25 ВА;

	=600 А.

	

	Таблица 11.1

	Вторичная нагрузка ТА

	Наименование прибора

	Тип

	Нагрузка, ВА

	Амперметр

	Н-394

	0,5

	Ваттметр

	Д-335

	0,5

	Варметр

	Д-335

	0,5

	Счетчик активный и реактивный

	СЭТ-4ТМ.02

	0,3

	Итого

	

	1,8

	

	 Ом;

	 Ом;

	 Ом;

	 ;

	

	Принимаем сечение КВВГ-2,5

	

	 Ом;

	 Ом;

	

	1 Ом >0,872 Ом.

	11.1.2 Выбор трансформаторов тока для РУ-6 кВ.

	Выбирается трансформатор тока ТШЛ 10-3000.

	

	=20 ВА;

	

	=3000 А.

	

	Таблица 11.2

	Вторичная нагрузка ТА

	Наименование прибора

	Тип

	Нагрузка, ВА

	Амперметр

	Н-394

	0,5

	Ваттметр

	Д-335

	0,5

	Варметр

	Д-335

	0,5

	Счетчик активный и реактивный

	СЭТ-4ТМ.02

	0,3

	Итого

	

	1,8

	

	 Ом;

	 Ом;

	 Ом;

	 

	

	Принимаем сечение КВВГ-2,5

	

	 Ом;

	 Ом;

	0,8 Ом >0,174 Ом.

	




	11.1.4 Выбор ТА на отходящих линиях

	Выбираем ТА типа ТОЛ-200/5.

	

	=10 ВА;

	=200 А.

	

	Таблица 11.3

	Вторичная нагрузка ТА

	Наименование прибора

	Тип

	Нагрузка, ВА

	Амперметр

	Н-394

	0,5

	Счетчик активный и реактивный

	СЭТ-4ТМ.02

	0,3

	Итого

	

	0,8

	

	 Ом;

	 Ом;

	 Ом;

	 

	

	Принимаем сечение КВВГ-2,5

	

	 Ом;

	 Ом;

	0,4 Ом >0,102 Ом.

	




	12. Выбор ТV (трансформаторов напряжения)

	

	ТV выбирается по следующим условиям:

	- по напряжению установки

	

	 (63)

	- конструкции и схеме соединения обмоток;

	- классу точности;

	- вторичной нагрузки:

	

	 (64)

	

	Где, - номинальная мощность в выбранном классе точности, ВА,

	- нагрузка всех измерительных приборов, присоединенных к ТV.

	

	12.2.1 Выбор TV для РУ 110 кВ.

	Выбирается трансформатор напряжения типа НКФ-110.

	Вторичная нагрузка трансформатора напряжения приводится в таблице 13.1

	

	Таблица 12.1

	Вторичная нагрузка TV

	Приборы и наименования цели.

	Тип прибора.

	Потребительская мощность, В.А.

	Количество приборов

	, ВА

	Сборные шины:

	Регистрирующий вольтметр

	Вольтметр с переключением

	Частотомер

	

	

	

	Н – 394

	Э – 335

	Э-362

	

	

	

	10

	2

	1

	

	

	

	1

	1

	1

	

	

	

	10

	2

	1

	Линии 110 кВ:

	Ваттметр

	Варметр

	Счетчик

	ФИП

	

	Д – 335

	Д – 304

	СЭТ – 4 ТМ 02.2

	ФИП

	

	1,5

	2

	1,5

	3

	

	2

	2

	2

	2

	

	3

	4

	3

	6

	Трансформатор

	-

	-

	-

	-

	Обходной выключатель:

	Ваттметр

	Варметр

	Счетчики

	ФИП

	

	Д – 335

	Д – 304

	СЭТ – 4 ТМ 02.2

	ФИП

	

	1,5

	2

	1,5

	3

	

	1

	1

	1

	1

	

	1,5

	2

	1,5

	3

	Итого:

	

	29

	

	38

	

	400 ВА > 38 ВА.

	

	12.2.2 Выбор трансформатора для РУ 6 кВ.

	Выбирается ТV типа ЗНОЛ-6 кВ

	Вторичная нагрузка ТV приводится в таблице 13.2.

	

	Таблица 12.2

	Вторичная нагрузка ТV

	Приборы и наименования цели.

	Тип прибора.

	Потребительская мощность, В.А.

	Количество приборов

	, ВА

	Сборные шины: Регистрирующий вольтметр

	Вольтметр с переключением

	

	

	Н – 394

	

	Э – 335

	

	

	16

	

	2

	

	

	1

	

	1

	

	

	16

	

	2

	Линии 10 кВ:

	Счетчик

	

	СЭТ – 4 ТМ 02.2

	

	1,5

	

	10

	

	15

	Трансформатор:

	Ваттметр

	Варметр

	Счетчики

	

	Д – 335

	Д – 304

	СЭТ – 4 ТМ 02.2

	

	1,5

	2

	1,5

	

	1

	1

	1

	

	1,5

	2

	1,5

	Итого

	

	21,5

	

	38

	

	ВА > 38 ВА.




	13. Выбор конструкции распределительных устройств

	

	Распределительное устройство расположенное на открытом воздухе называется открытыми распределительными устройствами (ОРУ). Как правило РУ 35 кВ и выше сооружаются открытыми. ОРУ должно обеспечивать надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупно блочных узлов заводского приготовления. Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации , монтажа и ремонта оборудования

				В данном курсовом проекте РУ–110кВ выполнено открытым; РУ–6кВ выполнено закрытым.

				

				13.1 Требования к конструкциям ОРУ

				

				Открытые РУ должны обеспечить надёжность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения. Максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.

				Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях. По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах.

				Под силовыми трансформаторами и баковыми выключателями 110кВ укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см и предусматривается сток масла в аварийных случаях в систему отвода ливневых вод. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву или в металлических лотках, подвешенных к конструкциям ОРУ.

				Открытое РУ должно быть ограждено.

				

				13.1.1 Конструкция РУ–110кВ

				ОРУ – 110кВ с одной секционированной и одной обходной системами шин выполнено с использованием железобетонных конструкций. Две секции рабочей шины примыкают друг к другу, а обходная система шин отнесена за линейные порталы. Выводы к трансформаторам пересекают обе секции рабочей системы шин. Выключатели устанавливаются в один ряд. Перед выключателями имеется автодорога для проезда ремонтных механизмов, провоза оборудования. Соединение между выключателями трансформаторами тока над проездом выполнено жёсткой ошиновкой. Во всех цепях установлены однополюсные двухколонковые разъединители. Под внутренней секцией рабочей системы шин асимметричное (килевое) расположение разъединителей.

				

				13.2 Требования к конструкциям ЗРУ

					

					Закрытое РУ должно обеспечивать надёжность работы электроустановки. Обслуживание ЗРУ должно быть удобным и безопасным. Размещение оборудования в РУ должно обеспечивать хорошую обозреваемость, удобство ремонтных работ, полную безопасность при ремонтах и осмотрах. Для безопасности соблюдаются минимальные расстояния от токоведущих частей до различных элементов ЗРУ. Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или ограждены. Из помещений ЗРУ предусматриваются выходы наружу или в помещения с несгораемыми стенами и перекрытиями. ЗРУ должно обеспечивать пожарную безопасность. РУ должно быть экономичным.

				13.2.1 Конструкция РУ – 6кВ

				Здание ЗРУ–6кВ сооружается на стандартных железобетонных конструкциях, несущие колонны расположены в два ряда через каждые 6 м. На колонны опираются балки перекрытия пролётом 15м. Высота здания до балок 9,6м. Стены из железобетонных плит не имеют оконных проёмов. Здание, подготовленное для электромонтажных работ, представляет собой коробку без междуэтажного перекрытия, что позволяет выбирать любую длину ячейки независимо от шага колонн.

				Основой ячеек является стальной каркас, на который опираются плиты междуэтажного перекрытия на высоте 4,8 м. Всё оборудование расположено в два ряда. Рабочая система шин размещается в центральном отсеке, резервная – в боковых отсеках, по длине здание разделено поперечными стенами, отделяющими одну секцию от другой. Перегородки ячеек первого этажа выполнены из железобетонных плит, а второго этажа – из асбоцементных плит, укреплённых на металлическом каркасе. Блоки сборных шин и шинных разъединителей опираются на металлический каркас ячеек первого этажа, где расположены ячейки КРУ. Фундаментом для ячеек служит железобетонные конструкции туннелей для силовых и контрольных кабелей. Подвод охлаждающего воздуха для сборных шин осуществляется из центрального коридора первого этажа. Нагретый воздух сбрасывается через проёмы жалюзи на втором этаже. Шкаф КРУ состоит из жёсткого металлического корпуса, внутри которого размещена вся аппаратура. Для безопасного обслуживания и локализации аварий корпус разделён на отсеки металлическими перегородками и автоматически закрывающимися металлическими шторками. Выключатель с приводом установлен на выкатной тележке. В верхней и нижней частях тележки расположены подвижные разъединяющие контакты, которые при вкатывании тележки в шкаф замыкаются с шинными и линейными неподвижными контактами. При выкатывании тележки с предварительно отключённым выключателем разъёмные контакты отключаются, и выключатель при этом будет отсоединён от сборных шин и кабельных вводов. На выкатной тележке монтируются также трансформаторы напряжения и разрядники, силовые предохранители, разъединители.

	Отсек сборных шин устанавливается на корпусе шкафа. Верх отсека имеет поворотную крышку для монтажа сборных шин сверху. Сборные шины связаны с разъединяющим контактом шинами через проходные изоляторы.

	Приборный шкаф КРУ представляет собой металлическую конструкцию, на фасадной дверце которой размещаются приборы измерения, счётчики, ключи управления и аппаратура сигнализации. На задней стенке установлен короб для шинок вторичных соединений. Блок для релейной аппаратуры поворотного типа установлен внутри шкафа. Цепи вторичных соединений тележки и релейного шкафа соединяются гибким шлангом с многоконтактным штепсельным разъёмом.

	Шкафы устанавливаются в помещении и обслуживаются с одной стороны.

	




	Список использованных источников

	

		Правила устройство электроустановок (ПУЭ) 7 издание.

		Нормы технологического проектирования (НТП)

		Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. – Москва: Энергия, 1980.

		Электрооборудование станций и подстанций (справочные материалы) / Под ред. Б.Н. Неклепаева. – Москва:Энергия, 1978.

		Двоскин “Схемы и конструкции распределительных устройств (РУ)”

		Рокотян и Шоперро “Справочник по проектированию энергетических систем”

		Ершев “Справочник по проектированию энергетических систем”

		Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций. – Москва: Энергия, 1976.

		Руководящие указания по расчёту токов коротких замыканий, выбору и проверке аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания, 1-я редакция, Главтехуправление Минэнерго СССР – МЭИ, 1975