Реконструкция и модернизация подстанции "Ильинск" - дипломная работа

Содержание

Введение

1. Общие данные

1.1 Исходные данные

1.2 Организация эксплуатации

1.3 Существующее состояние ПС до расширения

1.4 Главная схема электрических соединений

1.5 Расчетные климатические и геологические условия

2. Расчет мощности и выбор главных понижающих трансформаторов

2.1 Определение максимальных нагрузок

2.2 Определение расчетной мощности подстанции

2.3 Собственные нужды подстанции

2.4 Построение годового графика нагрузок подстанции

2.5 Расчет средней нагрузки и коэффициента заполнения графика

2.6 Выбор силовых трансформаторов

2.7 Технико-экономический расчёт трансформаторов

3. Компоновка распределительного устройства 110 кВ

3.1 Общие положения

3.2 Расчет геометрических параметров ячейки и всего ОРУ-110 кВ

4. Выбор типа распределительного устройства и изоляции по условиям загрязнения атмосферы

5. Расчет токов короткого замыкания

5.1 Составление расчетной схемы замещения

5.2 Определение параметров схемы замещения

5.3 Расчет токов короткого замыкания

6. Выбор коммутационной, защитной аппаратуры и сборных шин

6.1 Выбор выключателей, разъединителей отделителей и короткозамыкателей

6.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения

6.3 Выбор оборудования установленного в нейтрали трансформаторов

6.4 Выбор шин

7. Расчет устройств заземления и молниезащиты

8. Расчет релейной защиты и автоматики

8.1 Расчет защиты силовых трансформаторов

8.2 Расчет устройств автоматики установленных на подстанции

9. Обоснование измерительной аппаратуры

10. Эффективность использования ОПН для защиты от коммутационных и атмосферных перенапряжений

10.1 Основные сведения

10.2. Конструкция и принцип действия

10.3 Основные термины и определения

10.4 Техническое обслуживание ограничителей перенапряжения

11. Оценка инвестиционного проекта

11.1 Организация строительства второй очереди

11.2 Сметно-финансовый расчет

11.3 Перерасчет сметной стоимости (в ценах 2001 года).

11.4 Определение капитальных затрат на реконструкцию подстанции

11.5 Расчет экономического эффекта от реконструкции подстанции

11.6 Расчет численности и состава бригад электромонтажников

11.7 Определение продолжительности работ по реконструкции подстанции

11.8 Разработка ленточного графика выполнения строительно-монтажных работ

12. Вопросы безопасности и экологичности проекта

12.1. Введение

12.2 Проектирование рабочего места диспетчера.

12.3 Расчет освещения

12.4 Анализ устойчивости объекта при возможны ЧС

Приложения

Список использованных источников

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время в связи с переходом сельского хозяйства на промышленную основу, строительством крупных животноводческих комплексов, ростом электропотребления на производстве и в быту единичные мощности электропотребителей растут. Но структура организации сельскохозяйственного производства, малая плотность населения сельских районов определяют малую плотность электрических нагрузок и значительную протяженность электрических сетей.

Основой системы ЭС являются электрические сети напряжением 0.38- 110 кВ, от которых снабжаются электроэнергией преимущественно сельскохозяйственные потребители, включая коммунально-бытовые, объекты мелиорации и водного хозяйства, а также предприятия и организации, предназначенные для бытового и культурного обслуживания сельского населения.

Воздушные линии (ВЛ) 35-110 кВ выполняются на железобетонных или деревянных опорах. Применение деревянных опор рекомендуется для ВЛ в лесных районах страны и в районах с повышенными гололедными и ветровыми нагрузками. На ВЛ-110 кВ применяют провода марки АС (сечением 70-240 мм² ), на ВЛ-35 кВ – марок АС, АНС (сечение 50-150 мм² сечение проводов выбирается по экономическим интервалам нагрузки.

Трансформаторные подстанции (ТП) 35-110 кВ, применяемые для ЭС сельскохозяйственных районов, имеют один или два трансформатора напряжением 35/10 кВ, мощностью 630-6300 кВ А; 110/10 кВ – 2500-10000 кВ А; 110/35/10 кВ – 6300-80000 кВ А. Место размещение подстанции выбирается вблизи центра электрических нагрузок, автомобильных дорог и железнодорожных станций. Подстанция (ПС) должна располагаться, как правило, на непригодных для сельскохозяйственного использования земель; на незаселенной или занятой кустарниками территории; по возможности вне зон интенсивных природных и промышленных загрязнений. Важным требованием при размещении ПС является обеспечение удобных заходов ВЛ.

Рациональное проектирование сетевых ПС всех типов и категорий и, в частности, рациональное и экономичное построение главных электрических схем, выбор параметров оборудования и аппаратуры, а также оптимальная их расстановка представляет собой сложную и ответственную задачу.

В проектах должны быть максимально использованы типовые и повторно используемые экономичные проекты, типовые конструкции высокой заводской готовности из эффективных и высокопрочных материалов, укрупненные монтажные элементы.

1. ОБЩИЕ ДАННЫЕ

1.1 Исходные данные

Рабочий проект расширения подстанции 110/35/10 кВ разработан на основании задания на проектирование, выданного Котласскими электрическими сетями “Архэнерго”.

Расширение ПС предусмотрено Схемой развития электрических сетей 35 кВ и выше сельскохозяйственного назначения Архангельской области на 2000-2005 гг.

Подстанция предназначается для электроснабжения сельскохозяйственных потребителей, расположенных в зоне действия сетей 35 и 10 кВ, а также торфобрикетного завода по ВЛ-35 “Самино-1”.

Предполагаемый срок ввода в эксплуатацию ПС 2001 год. За расчетный год принят 2005 г.. В состав стройки входит:

- установка второго трансформатора 110/35/10 кВ, второй секции РУ 35 кВ и РУ 10 кВ.

- замена масляных выключателей 10 кВ на вакуумные серии ВВ/TEL.

- ОПУ тип IV.

1.2 Организация эксплуатации

Существующая подстанция 110/35/10 кВ “Ильинск” находится на балансе Котласских электрических сетей “Архэнерго”. Оперативное и ремонтно-эксплуатационное обслуживание ПС существующее.

1.3 Существующее состояние подстанции до расширения

Подстанция построена по проекту ЛО Сельэнергопроекта в обьеме первой очереди. Тип подстанции – КТПБ 110/35/10 кВ Куйбышевского завода “Электрощит”. На подстанции установлен один трансформатор напряжением 110/35/10 кВ, мощностью 10000 кВА.

Схема ОРУ 110 кВ – (110-3).

РУ 10 кВ и 35 кВ выполнено односекционными.

Баланс мощности на шинах 10-35 кВ приведен в таблице 1.1

Таблица 1.1 Баланс мощности на шинах подстанции

1.4 Главная схема электрических соединений, конструктивная часть и другие вопросы

Данным проектом предусматривается расширение с реконструкцией ПС 110/35/10 кВ “Ильинск”.

Расширение с реконструкцией ПС выполняется в связи с увеличением нагрузок существующих потребителей, подключением новых и переводом ПС на постоянный оперативный ток.

Расширением подстанции предусматривается выполнение:

- ОРУ 110 кВ по схеме (110-4) “Два блока с отделителями и автоматической перемычкой со стороны линии”.

- ОРУ 35 кВ по схеме (35-9) “Одна рабочая секционированная выключателем система шин”.

- РУ 10 кВ по схеме (10-1) “Одна секционированная выключателем система шин”.

В существующих шкафах 10 кВ типа К-37 демонтируются масляные выключатели марки ВМПП-10 и устанавливаются вакуумные марки BB/TEL (в двух секциях).

На подстанции устанавливается второй трансформатор мощностью 10000 кВА с регулированием напряжения под нагрузкой.

Оборудование для расширения ПС принято комплектным заводского изготовлени поставки Самарского завода “Электрощит”.

Существующий трансформатор собственных нужд ТМ-63 демонтируется. На подстанции устанавливаются два трансформатора собственных нужд типа ТМ-100/10/0.4 кВ. Для компенсации емкостных токов на напряжении 35 кВ предусмотрена установка дугогасящей катушки типа РЗДСОМ-310/35У1.

На подстанции принимается постоянный оперативный ток. Для этого предусмотрена установка аккумуляторной батареи СК-5 на число элементов n=108 шт. и два зарядно-подзарядных устройства.

Щит постоянного тока комплектуется тремя шкафами: шкаф ШСН-1201 ввода и секционной связи и двумя шкафами отходящих линий ШСН-1203.

Щит собственных нужд переменного тока подстанции комплектуется пятью панелями типа ПСН: одна панель ввода и секционной связи ПСН-1101-78 и четыре панели отходящих линий ПСН-1114-78.

Аккумуляторная батарея и щиты собственных нужд устанавливаются в здании ОПУ.

Защита от грозовых и коммутационных перенапряжений осуществляется с помощью устанавливаемых ОПН. От прямых ударов молнии существующими молниеотводами. Вновь устанавливаемое оборудование присоединяется к существующему контуру заземления полосой 40х4

1.5 Расчетные климатические и геологические условия

Согласно метеорологическим данным и расчетам район климатических условий принят по гололеду 2 (расчетная толщина стенки гололедного отложения 10 мм), по ветру 1-2 (расчетная скорость ветра 25 м/сек).

Расчетный скоростной напор ветра на высоте до 15 м ,даН/м² :

- максимальный 40;

- при гололеде 10.

Нормативная глубина промерзания грунта по площадке ПС – 165 см.

Грунтовые воды по площадке ПС встречены на глубине 0,7-1 м.

Район строительства по пляске проводов 1 (с редкой пляской проводов).

Температура воздуха, ⁰ С:

- максимальная +37;

- минимальная –51;

- среднегодовая +1,2;

- средняя наиболее холодной пятидневки –33.

Число грозовых часов в году -39.

2. РАСЧЕТ МОЩНОСТИ И ВЫБОР ГЛАВНЫХ ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

2.1 Определение максимальных нагрузок (для каждой ступени напряжения)

По заданным S_н и cosj_н определяем активную и реактивную мощность по формулам:

P_max = S_max cosj_max ; (2.1)

Q_max = S² _max –P² _max ; (2.2)

Для стороны СН:

P_сн =11.21×0.81=9.08 [МВт];

Q_сн = 11.21² –9.08² =6.57 [МВАр];

Для стороны НН:

Р_нн =2.55×0.82=2.09 [МВт];

Q_нн = 2.55² –2.09² =1.46 [МВАр];

На стороне НН для компенсации реактивной мощности ставим компенсирующие устройства- конденсаторные установки (КУ).

Мощность КУ:

Q_ку = P tgj- tgj_к )a , (2.3)

где tgj – естественный коэффициент мощности до компенсации:

tgj= tgj_нн = 0.65,

tgjк – соответствующий коэффициент мощности после компенсации:

tgj_к = tgj_раб = 0.395,

a - коэффициент, учитывающий повышение коэффициента мощности мерами, не требующими установки КУ : a=1.

Q_ку = 2.09×0.65- 0.395)×1=0.533 [МВАр];

Выбираем КУ: 1´УКЛ-10-450(П) УЗ,

тогда Q_ку = 1×0.45=0.45 [МВАр];

Тогда полная мощность с учетом компенсации:

S_нн = P² _нн +(Q_нн -Q_ку ) ² = 2.09² +(1.46 –0.45) ² =2.32 [МВА]; (2.4)

Таблица 2.1

Параметры конденсаторной установки

2.2 Определение расчётной мощности подстанции

При определении расчётной мощности подстанции учитываются мощности трансформаторов собственных нужд, которые присоединяются к сборным шинам 10 кВ. Принимая P_max и Q_max за 100% типового графика строим график для каждой ступени мощности, значения которой находим из выражений [3,стр.8] по формулам :

p _i ×P_max g _i ×Q_max

P_i = ; Q_i = (2.5)

100 100

где p_i , g_i – ординаты типового графика [3, рис1.] для рассматриваемой ступени мощности в % .

Результаты расчёта сводим в таблицы 2.2-2.4

Таблица 2.2

Суточный график изменения нагрузки подстанции (сторона 110 кВ )

P_расч =10.2 [МВт] ; Q_расч =6.0 [МВАр]; S_расч =11.6 [МВА];

МВА, S

МВт, P

МВар Q

16

14

12

S

10

P

8

6

Q

4

2

t

0 4 8 14 21 24 час

Рис.1

Таблица 2.3

Суточный график изменения нагрузки подстанции (сторона 35 кВ )

P_расч =7.8 [МВт] ; Q_расч =5.12 [МВАр]; S_расч =9.33 [МВА];

Таблица 2.4

Суточный график изменения нагрузки подстанции (сторона 10 кВ )

P_расч =1.8 [МВт] ; Q_расч =0.89 [МВАр]; S_расч =2.0 [МВА];

При определении расчётной мощности подстанции следует учесть мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН), которые обычно присоединяются к сборным шинам НН, а также коэффициент перспективы роста нагрузок на 5-10 лет (К₁₀ =1.25).Расчетная мощность подстанции определим по формуле:

S_{расч.п/с} =( S_расч +S_сн )×К_10, (2.6)

2.3 Собственные нужды подстанции

Приемники собственных нужд подразделяются на три категории:

а) основные, постоянно включенные в сеть;

б) приемники, включенные в зависимости от сезонных условий (от температуры окружающего воздуха);

в) ремонтные, как правило, передвижные, подключаемые временно в периоды ревизий и ремонтов оборудования. Данные по нагрузкам собственных нужд сведены в таблицу 2.5.

Таблица 2.5

Данные по нагрузкам собственных нужд

Полная расчётная мощность подстанции будет равна :

S_{расч.п/с} =( S_расч +S_сн )×К₁₀ =(11.6+0.084)×1.25= 13.89 [МВА].

На трансформаторных ПС 35-750 кВ устанавливаются два трансформатора собственных нужд (ТСН), мощность которых выбирают в соответствии с нагрузками, с учетом допустимой перегрузки (k_П =1,4) при выполнении ремонтных работ и отказах одного из трансформаторов [5].

При двух ТСН эксплуатация их может осуществиться двумя способами:

1) один из двух трансформаторов питает всю нагрузку собственных нужд (СН), а второй находится в автоматическом резерве;

2) оба трансформатора работают совместно, питая каждый 50…60% нагрузки СН, присоединяемый к раздельно работающим секциям сборных шин низшего напряжения. На межсекционном аппарате имеется схема автоматического ввода резерва (АВР).

К установке принимаем второй вариант эксплуатации ТСН.

Нагрузка СН переменного тока по данным таблицы 2.5 составляет 84.34 кВ.А. Нагрузка на один ТСН определяется по формуле:

(2.7)

где k_одн – коэффициент одновременности, k_одн =0,7.

.

Для ТСН необходимо иметь резерв, поэтому номинальная мощность ТСН с учетом допустимой перегрузки должна составить:

(2.8)

Соответственно выбираем два трансформатора мощностью 100 кВ.А марки ТМ-100/10.

Панели щитов СН в количестве пяти штук установлены в ОПУ.

Наличие на проектируемой ПС сложных защит, автоматики и телемеханики, обуславливает применение постоянного оперативного тока. Устанавливаем свинцово-кислотные аккумуляторные батареи напряжением 220 В марки СК-5.

Количество элементов, присоединяемых к шинам в режиме постоянного подзаряда, определяется по формуле [6]:

(2.9)

где - число основных элементов в батарее;

- напряжение на шинах, ;

- напряжение на элементе в режиме подзаряда, .

Аккумуляторная батарея СК-5 состоит из 108 элементов. Устанавливаем аккумуляторные батареи в специальном помещении ОПУ.

ТСН подключаем к сборным шинам КРУН 10 кВ через вакуумный выключатель.

Таблица2.6 Технические данные ТСН

2.4 Построение годового графика нагрузок подстанции

На рис.2 построен годовой график по продолжительности, результаты расчёта находятся в таблице 2.7.

Таблица 2.7

Годовой график нагрузок по продолжительности

Годовой график нагрузок по продолжительности МВА, S

МВА, S

МВт, Р

16

14

12

S

10

P

8

6

4

2

t

0 2402 4945 8760 час

Рис.2

2.5 Расчёт средней нагрузки и коэффициента заполнения графика

Среднюю нагрузку определим по данным годового графика:

S_ср =W_год /8760 , (2.11)

где W_год - полная потребляемая энергия за год ;

W_год =13.76×2402+11.8×(4945-2402)+10.3×(8760-4945)=102353.42 [МВА×ч];

S_ср =102353.42 / 8760 = 11.684 [МВА];

Коэффициент заполнения графика:

К_зп = S_ср / S_max =11.684/13.76 = 0.85;

Время использования максимальной активной нагрузки за год:

T_max,a =W_{a, год} /P_max ; (2.12)

W_a,год =11.87×2402+10.2×(4945-2402)+8.9×(8760-4945)=88403.84 [МВА×ч];

T_{max , a} =88403.84/11.87 = 7447.0 [ч];

Наибольшее время работы в году с максимальной нагрузкой определим по формуле из [3, стр.11]:

t_нб =(0.124+ T_max,a /10000)² ×8760 , (2.13)

t_нб =(0.124+ 7447/10000)² ×8760 = 6610.5 [ч];

2.6 Выбор силовых трансформаторов

Так как в связи с увеличением нагрузок существующих потребителей, подключением новых мощности одного трарсформатора недостаточно, поэтому необходимо установить второй трансформатор.

Для двухтрансформаторной подстанции:

S_тр >(0.65-0.7)×S_р = 0.65×13.89= 9.02 [МВА];

По [13, табл. 3.8] для двухтрансформаторной подстанции 110/35/10 кВ два варианта трёхфазных трёхобмоточных трансформаторов:

1) 2´ТДТН - 10000/110 ,

2) 2´ТДТН - 16000/110 .

Проверяем возможность работы в аварийном режиме .

Коэффициент перегрузки в аварийном режиме:

К⁽¹⁾ _п.ав = S_р /S_ном(1) =13.89/10 = 1.389<1.4 ,

К⁽²⁾ _п.ав = S_р /S_ном(2) =13.89/16 = 0.868<1.4 .

Условия выполняются, значит работа в аварийном режиме возможна .

Таблица 2.8

Технические данные трансформаторов

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 = X₂ ² + R₂ ² = 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 = ÖX₁₀ ² + R₁₀ ² = 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 = ÖX₁₁ ² + R₁₁ ² = 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 = ÖX₁₃ ² + R₁₃ ² = 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 = ÖX₁₆ ² + R₁₆ ² =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 = ÖX₁₅ ² + R₁₅ ² = 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 = ÖX₁₇ ² + R₁₇ ² = 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, c н} /S_н ×U² _{б, c н} = - 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 5.2Значения 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_{экв 1} =(Z₂ ×Z₃ )/(Z₂ +Z₃ )=1.53×1.53/3.06=0.765 ,

Z_{экв 2} = Z_{экв 1} + Z₁ =0.765+1=1.765 ,

Z_{экв 3} = (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_{экв 4} = Z₁₈ + Z_{экв 3} =777+6.23 =783.23 ,

Е_å = (E₁ Z_{экв 4} +E₂ Z_экв2 )/(Z_{экв 4} +Z_{экв 2} )= (1×783.23 + 1.06×1.765)/(783.23+1.765)=1.00

Z_å = (Z_{экв 4} × Z_{экв 2} )/(Z_{экв 4} + Z_{экв 2} )=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 =(E₁ Z_экв1 +E₂ Z_экв2 )/(Z_экв1 +Z_экв2 )=(1×789.46+1.06×1.765)/(789.46+1.765)=1.00 ,

Z_å = (Z_{экв 1} × Z_{экв 2} )/(Z_{экв 1} + Z_{экв 2} ) = 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 + E₂ Z_экв1 )/(Z_экв2 + Z_экв1 ) = (1.00×781.76 + 1.06×1.765)/(781.76 + 1.765)=1.0

Z_å = Z₅ + (Z_{экв 3} × Z_{экв 2} )/(Z_{экв 3} +Z_{экв 2)} = - 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 = (E₁ Z_экв18 +E₂ Z_экв2 )/(Z_экв18 +Z_экв2 )= (1.00×777+1.06×6.18)/(777+6.18)= 1.00 ,

Z_å = (Z_{экв 2} × Z_{экв 18} )/(Z_{экв 2} + Z_{экв 18} )=(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 = (E₁ Z_экв3 + E₂ Z_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 +E₁ Z_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 =(E₁ Z_экв2 +E₂ Z_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 = (E₁ Z₁₈ +E₂ Z_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 +E₂ Z_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/TELв 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} ³B_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 )

6.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения

6.2.1 Выбор трансформаторов тока

На стороне 110 кВ для силового трансформатора выбираем встроенные в трансформатор ТТ (см. таблицу 6.3).

Количество ТТ на один ввод: 2 штуки.

На стороне 35 кВ выбираем встроенные в выключатель ТТ, выбор и обоснование которых приведены в таблице 6.4. Количество ТТ на выключатель 12 штук.

На стороне 10 кВ выбор и обоснование ТТ представлен в таблице 6.5

Таблица 6.4

Выбор ТТ на стороне ВН (110 кВ )

Таблица 6.5

Выбор ТТ на стороне СН (35 кВ )

Таблица 6.6

Выбор ТТ на стороне НН (10 кВ)

6.2.3 Выбор трансформаторов напряжения

Условие выбора ТН:

U_{ном ³} U_сети (6.2.1).

В данном проекте на место деионтируемых трансформаторов напряжения марки ЗНОМ-35 и НТМИ-10 устанавливаются НАМИ-35 и НАМИ-10.Этот тип трансформатора напряжения является масштабным измерительным преобразователем и предназначен для выработки сигнала измерительной информации для электрических измерительных приборов и цепей учета, защиты и сигнализации в сетях 10-35 кВ с изолированной нейтралью. В отличие от НТМИ-НАМИ, благодаря антирезонансным свойствам имеет повышенную надежность и устойчив к перемежающимся дуговым замыканиям сети на землю.Для обеспечения своей устойчивости он не требует принятия каких-либо дополнительных мер со стороны потребителя.

ТН подключаются через предохранители- на 35 кВ-типа ПКТ-102-35-20-8У3:

U_ном =35 кВ, _{I ном пр.} =50 А, I_{откл.ном} =2.5 кА; на 10кВ ПКТ-104-10-200-12.5У3: U_ном =10кВ, I_{ном пр.=} 50 А, I_{откл.ном} =2.5 кА.

Выбор ТН представлен в таблице 4.7

Таблица 6.7 Выбор ТН

Для РУНН-10 кВ выбираем камеры высоковольтных сборных РУ серии К-37, с одной системой шин , одностороннего обслуживания на напряжение до 110 кВ и ток до 1000 А с вакуумным выключателем серии BB/TEL-10 и приводом к ним типа БУ/TEL-220-10 . Т.к.привод взаимозаменяемый с существующими пружинномоторными и электромагнитными приводами (ПЭ-11, ПП-61, ППО-10 и т.п.),то адаптация цепей РзиА этих ячеек к работе с выключателями BB/TEL-не требуется.

Аппаратура первичной коммутации размещена в пределах камеры . Сборные шины вне камеры . Разъединители и выключатели нагрузки со стационарными заземляющими ножами и блокировками.

6.3 Выбор оборудования установленного в нейтрали трансформаторов

В нейтрали трансформатора, на стороне 35 кВ устанавливаются:

1. Ограничители перенапряжения (ОПН);

2. Дугогасительная катушка;

3. Заземляющий разъединитель марки ЗОН-110 М-1-У1;

4. Трансформаторы тока ТВТ-35-1-300/5.

4.3.1 Выбор ограничителей перенапряжения

Ограничитель перенапряжения (ОПН)-это защитный аппарат, состоящий из нелинейного металлооксидного сопротивления, заключенного в изоляционную покрышку.Сопротивление ОПН состоит из последовательно соединенных варисторов. Основным отличием ОПН от разрядника, определяющим особенности его выбора и эксплуатации, является постоянное подключение к сети, а не через искровой промежуток.

Создание ограничителей перенапряжения позволило отказатся от дорогостоящих и ненадежных искровых промежутков, значительно (на 30-50%) снизить уровень ограничения коммутационных перенапряжений, в 2-3 раза улучшить массово-габаритные показатели защитных аппаратов.

Специалистями предрприятия “Таврида Электрик” разработаны типовые “Рекомендации по выбору и применению ограничителей перенапряжений”.По желанию потребителя выбор необходимых ОПН может быть выполнен специалистами предприятия-изготовителя,что и было сделано при выполнении проекта.

Условие выбора ограничителей перенапряжения:

U_ном =U_сети (6.3.1)

Параметры ОПН представлены в таблице 6.8

Таблица 6.8

Параметры и технические данные ограничителей перенапряжения

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_ф jw×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_c для 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

6.4 Выбор шин

6.4.1 Выбор шин на стороне 110 и 35 кВ

Так как расширяемая подстанция блочного типа, то вся ошиновка оборудования выполняется из аллюминиевых труб, которые расчитывает и поставляет предприятие-изготовитель,в связи с этим расчет ошиновки выполненных из аллюминевых труб в проекте не выполняется .

Согласно расчетам предприятия-изготовителя на стороне 110 кВ устанавливаем аллюминиевые трубы наружным диаметром 16 мм, при этом I_доп =295А>61А;

На стороне 35 кВ устанавливаем аллюминиевые трубы наружным диаметром 20 мм, при этом I_доп =345А>154А.

6.4.2 Выбор шин на стороне 10 кВ

I^нн _{раб, max} =115.5 [A],

g_мин = ÖВ_к /c_t = Ö66.3×10⁶ /90=90.47 [мм² ].

Сборные шины выполним жесткими алюминиевыми.Выбираем однополосные алюминиевые шины прямоугольного сечения размером b´h=50´5 мм:

I_доп =665 А> I^нн _{раб, max} =115.5 A,

условие по допустимому току выполняется.

Площадь поперечного сечения : S=2.49 cм² ,

масса 1 м шины :0.672 кг ( табл.7.2[2]).

Механическая система:две полосы-изоляторы должны иметь частоту собственных колебаний больше 200 Гц , чтобы не произошло резкого увеличения усилий в результате механического резонанса.Исходя из этого первое условие выбора пролёта:

l£ 0.133×10^-2 × ⁴ ÖE×J_n /m_n , (6.4.3)

где J_n =b×h³ /12 – момент инерции полосы;

m_n = 2.152 кг/м ;

E=7×10¹⁰ Па – модуль упругости.

Второе условие выбора такое, чтобы электродинамические силы, возникающие при КЗ не вызывали соприкосновение полос:

l_n £ 0.216×Öа_n /i_уд ×⁴ ÖE×J_n /к_ср , (6.4.4)

где к_ср =0.47;

а_n =2×0.8=1.6 см – расстояние между осями полос.

По первому условию

J_n =b×h³ /12=5×0.5³ /12=0.34 ,

тогда l=0.133×10^{-2 4} Ö 7×10¹⁰ ×0.05/0.672 =0.36 [м].

По второму условию

l_n =0.216×Ö1.6/ 10.6×10³ × ⁴ Ö7×10¹⁰ ×0.05/0.47 =0.78 [м]

Принимаем l_n =0.36 м ,

тогда число прокладок в пролете n=l / l_n -1 , где l=1.2 м

n=1.2/0.36 – 1=2.3 принимаем n=2

При двух прокладках в пролете, расчетный пролет

l_n =l /n+1=1.2/3=0.4 [м].

Определим силу взаимодействия между полюсами:

f_n = (i_уд ² ×к_ср /4×h) ×10^-7 , (6.4.8)

f_n = ((10.6×10³ )² ×0.47/4×0.005) ×10^-7 =264.05 [Н/м].

Напряжение в материале полос:

f_n ×l_n ²

s_n = (6.4.9)

12×W_n

где W_n = h^{2 ×} b/6 – момент сопротивления одной полосы ;

W_n = 0.5^{2 ×} 5/6=0.21 , тогда

s_n =264.05×0.4² /12×0.21=16.76 [МПа].

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:

l² ×i_уд ²

s_ф = Ö3 ×10^-8 , (6.4.10)

а×W_ср

где W_ср = h^{2 ×} b/3 – момент сопротивления;

W_ср = 0.5² .5/3=0.42 ,

а=0.8 – расстояние между фазами.

s_ф =1.732×10^-8 ×1.2² ×10.6² ×10⁶ /0.8×0.42=8.3 [МПа],

шины остаются механически прочными , если

s_расч =s_n +s_ф £s_доп ; (6.4.11)

s_доп =75 [МПа],

s_расч =16.76+8.3=25.1<75 условие выполняется.

7. РАСЧЕТ УСТРОЙСТВ ЗАЗЕМЛЕНИЯ И МОЛНИЕЗАЩИТЫ

При расчёте молниезащиты используется методика из [3]. Принимаем высоту молниеотвода h=50 м ,(см.рис.6)

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода

О

О’

K r_x M

B B’ C A’ A

Рис.6

Длина отрезков: CA’=CB’=0.75×h=0.75×50=37.5 [м],

Расстояние: CO’=0.8×h=0.8×50=40 [м],

Длина отрезков: CA=CB=1.5×h=1.5×50=75 [м].

Защиты определяются по следующим выражениям:

r_x =1.5(h-1.25h_x ) при 0 £h_x £ 2/3h , (7.1)

r_x =0.75(h-h_x ) при h_x ³ 2/3h. (7.2)

Оптимальная высота молниеотвода определяется из предыдущих выражений по формулам:

h_опт = (r_x +1.9h_x )/1.5 при0 £h_x £ 2/3h , (7.3)

h_опт = (r_x +0.75h_x )/0.75 приh_x ³ 2/3h (7.4)

При h_x =20 м

r_x =1.5(50-1.25×20)=37.5 [м],

h_опт = (37.5+1.9×20)/1.5=50.3 [м].

При h_x =40 м

r_x =0.75(50-40)=7.5 [м],

h_опт = (7.5+0.75×40)/0.75=50 [м].

Устанавливаем на подстанции 4 молниеотвода (смотри план подстанции).

При расчёте устройства заземления для электроустановок 110 кВ и выше согласно ПУЭ сопротивление заземляющей установки должно быть не более 0.5 Ом.

Принимаем сопротивление естественных заземлителей R_е =1.5 Ом. Расчётное удельное сопротивление грунта :

r_расч= r_изм ×Y, (7.5)

где Y=1.4 – климатический коэффициент для сухого твердого суглинка,

r_изм =R_гр =215 [Ом×м],

тогда:

r_расч= 215×1.4=301 [Ом×м].

Находим сопротивление исскуственного заземлителя:

R_и = R_е ×R_з / R_е -R_з =1.5×0.5/1.5+0/5=0.75 [Ом]. (7.6)

В качестве вертикального стержня принимаем стальную трубу длиной 3 м и d=0.05 м. При заглублении вертикального стержня ниже уровня земли на 0.7 м ,т.е Н₀ =0.7 м

R_в = (r_расч / 2p×L)× [ln(2×L)/d+0.5ln(4H₀ +L)/(5H₀ +L)], (7.7)

R_в =(301/18.85)×(4.78+1.22)=95.81 [Ом],

На глубине Н=Н₀ +L/2=2.2 м

R_в = (r_расч / 2p×L)× [ln(2×L)/d+0.5ln (4H+L)/(5H+L)]

=(301/18.85)×(4.78+1.22)=79.55 [Ом].

Определим общее сопротивление сетки горизонтальных проводников , выполненных из полосовой стали сечением 40´4 мм . Общая длина горизонтальных заземлителей равна 848 м. Число вертикальных стержней примем 100:

R_г = (r_расч / 2p×L)×ln(2×L² )/b×H=(301/18.85)×17.75=283.5 [Ом],

где b=40 мм – ширина полосы

Н=0.7 м .

Вертикальные стержни располагаем через 8.5 м ,отсюда R_г с учётом коэффициента использования h=0.19 соединительной полосы:

R_г = 283.5/0.19=1492.1 [Ом].

Уточняем сопротивление искусственного заземлителя

R_и’ = R_и ×R_г / R_и +R_г =1.5×0.5/1.5+0/5=0.749 [Ом].

Окончательное число вертикальных заземлителей с учётом коэффициента использования h_ст =0.5:

n= R_в /h_ст ×R_и’ =79.55/0.749×0.5=213 штук.

8. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

Питание цепей релейной защиты и автоматики (РЗА) осуществляется на постоянном оперативном токе от аккумуляторной батареи 220 В. Устройство РЗА всех элементов ПС за исключением ВЛ-10 кВ, секционного выключателя 10 кВ и ТСН размещается на панелях в здании ОПУ. Защита остальных элементов выполнена с использованием оборудования, поставляемого комплектно с камерами КРУН К-37, из которых комплектуется РУ 10 кВ.

В соответствии с [4] для силового трансформатора 10 000 кВА должны выполнятся защиты: дифференциальная токовая и газовая, которые используются в качестве основных защит, максимальная токовая защита (МТЗ), используемая в качестве резервной, и защита от перегрузки с действием на сигнал.

8.1 Р асчет защиты силовых трансформаторов

8.1.1 Диффренциальная защита с торможением

Проведем расчет дифференциальной защиты с торможением с применением реле серии ДЗТ-11 [8].

1) Определим значения первичных и вторичных токов плеч дифференциальной защиты. Сторона 10 кВ принимается за основную.

а) Находим первичные номинальные токи трансформатора по формуле:

I _1ном = S _{ном тр} / Ö 3 × U _ном , (8.1)

где S _ном.тр – номинальная мощность трансформатора;

U _ном – номинальное напряжение.

б) Находим вторичные номинальные токи трансформатора по формуле:

I _2ном = I _1ном × k _сх / k_i , (8.2)

где k_i - коэффициент трансформации ТТ (с учетом возможных перегрузок k _i =150/5 для стороны ВН, k _i =200/5 для стороны СН и k_i =600/5 для стороны НН );

k _сх - коэффициент схемы, показывающий во сколько раз ток в реле защиты больше чем вторичный ток ТТ. Для схем соединения ТТ в звезду k _сх =1, для схем, соединенных в треугольник k _сх =Ö3.

Расчет сводим в таблицу 8.1.

Таблица 8.1

Результаты расчета вторичных токов в плечах защиты

2) Тормозную обмотку реле ДЗТ-11 включаем в плечо 10 кВ.

3) Определим первичный ток небаланса с учетом составляющей I_нб ^’’’ по формулам:

I _нб = I _нб ^’ + I _нб ^’’ + I _нб ^’’’ , (8.3)

I _нб ^’ = k _апер × k _одн × ¦ _i × I _к.макс ; (8.3.1)

где I _к.макс - периодическая слагающая тока (при t=0) при расчетном внешнем трехфазном металлическом КЗ (I _к.макс =4700 А);

¦ _i - относительное значение тока намагничивания, при выборе трансформаторов тока по кривым 10%^ных кратностей принимается равным 0,1;

k _одн - коэффициент однотипности, принимается равным 1, если на всех сторонах трансформатора имеется не более одного выключателя;

k _апер - коэффициент, учитывающий переходный режим, для реле с НТТ принимаем равным 1.

, (8.3.2)

где , - периодические составляющие токов (при t=0), проходящих при расчетном внешнем КЗ на сторонах, где производится регулирование напряжения;

, - относительные погрешности, обусловленные регулированием напряжения на сторонах защищаемого трансформатора и принимаемые половине суммарного (полного) диапазона регулирования напряжения на соответствующей стороне.

I _нб =1×1×0.1×4700+0.16×1990+0.05×1930=1154.9 [А],

4) Выбираем ток срабатывания защиты по условию отстройки от бросков тока намагничивания по выражению:

I _с.з. = k _н × I _{ном тр} =1.5 × I _{ном тр} (8.4)

где k _н =1.5 для реле серии ДЗТ.

I _{с.з .} =1.5×10000/Ö3×10=866 А,

5) Определим число витков обмоток ДЗТ для основной и неосновных сторон:

Расчет будем производить по следующим формулам:

I _с.р.осн = I _с.з.осн . × k _{сх осн} ⁽³⁾ / k_i , (8.5)

где I _с.з.осн . - ток срабатывания защиты, выбранный по условию (8.4) и приведенный к напряжению основной стороны;

k_i - коэффициент трансформации трансформатора тока на основной стороне;

k _{сх осн} ⁽³⁾ - коэффициент схемы для ТТ на основной стороне.

(8.6)

где - намагничивающая сила срабатывания реле,

(8.7)

(8.8)

(8.9)

где и - расчетные числа витков уравнительных обмоток ДЗТ для неосновных сторон;

и - периодические составляющие токов КЗ (при t=0), проходящих при расчетном внешнем КЗ на сторонах, где используются соответственно числа витков и .

Результаты расчета числа обмоток ДЗТ сводим в таблицу 8.2.

Таблица 8.2

Определение чисел витков обмоток НТТ

6) Определим необходимое число витков тормозной обмотки по выражению:

(8.10)

где - тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной, поведенной из начала координат к характеристике срабатывания реле (тормозной), соответствующей минимальному торможению (кривая 2 на рис. 2-16 [8]); для реле ДЗТ-11 принимается равным 0,87 [9].

w _{m 1} =1.5×306.9×33/1990×0.87=8.7 вит.

Принимается ближайшее большее число витков тормозной обмотки: 9 вит. (числа витков на тормозной обмотке реле ДЗТ-11 могут быть установлены: 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13, 18 и 24).

w _m