Выбор и проверка оборудования трансформаторной подстанции Введение трансформатор подстанция ток Трансформаторная подстанция – электроустановка, предназначенная для преобразования (повышения и понижения) напряжения в сети переменного тока и распределения электроэнергии и состоящая из силовых трансформаторов, распределительного автоматического управления и защиты, устройства, а также устройств вспомогательных сооружений. Трансформаторные подстанции классифицируются на повышающие и понижающие. Повышающие трансформаторные подстанции, Сооружаемые обычно при электростанциях, преобразуют напряжение, вырабатываемое генераторами, в более высокое напряжение, необходимое для передачи электроэнергии по трансформаторные линиям подстанции электропередачи. преобразуют Понижающие первичное напряжение электрической сети в более низкое вторичное. В зависимости от назначения и от величины первичного и вторичного напряжений понижающие трансформаторные подстанции подразделяются на районные, главные понижающие и местные (цеховые). Районные трансформаторные подстанции принимают электроэнергию непосредственно от высоковольтных линий электропередач и передает её на главные понижающие трансформаторные подстанции, а те, понизив напряжение до 6, 10 или 35 кВ – на местные и цеховые подстанции, на которых осуществляется последняя степень трансформации и распределение электроэнергии между потребителями. В зависимости от способа присоединения электроустановки бывают тупиковые (концевые), ответвительные (отпаечные), проходные и узловые. Ответвительные и проходные подстанции называют общим названием – промежуточные, а проходные и узловые – транзитными подстанциями. Подстанция опорного электроустановку. Она типа представляет получает питание собой от более сети мощную внешнего 2 электроснабжения по трем и более линиям электропередачи напряжением 110 или 220 кВ. Трансформаторные подстанции изготавливают, как правило, на заводах и доставляют на место установки в полностью собранном виде или же отдельными блоками. Такие трансформаторные подстанции называют комплектными. Электрическая энергия (электроэнергия) является наиболее совершенным видом энергии и используется во всех сферах и отраслях материального производства. Электрическая энергия обладает неоспоримыми преимуществами перед всеми другими видами энергии. Вопервых, её можно передавать по проводам на огромные расстояния со сравнительно малыми потерями и удобно распределять между потребителям. Во-вторых, электрическую энергию можно преобразовать в другие виды энергии (механическую, тепловую, химическую, световую). В-третьих это экологически чистый вид энергии: при ее преобразовании в другие виды окружающая среда не загрязняется. В-четвертых, невозможность и, соответственно, ненужность ее складирования. А также трансформируется от одного напряжения к другому. 3 1. Разработка однолинейной схемы коммутации электрической подстанции Однолинейная схема двухтрансформаторной подстанции с первичным напряжением 35 кВ. Электроэнергия подается на подстанцию под двум вводам от районной и тяговой подстанций и поступает на систему сборных шин РУ-35 кВ. На каждом вводе установлены трехполюсные дистанционные выключатели типа ВТ-35-800-12.5У1 и трансформаторы тока типа ТФН-35М. Для подключения счетчиков денежного расчета применяются трансформаторы тока типа ТФН-35М. К вводам выключатели ВТ-35-80012.5У1 подключаются линейными разъединителями с двумя заземляющими ножами типа РНДЗ-2-35У/630, а к секциям шин — шинными разъединителями типа РНДЗ-35У/630. Разъединители с двух сторон выключателя ввода или секционного позволяют обеспечить безопасность производства ремонтных работ на выключателях и трансформаторах тока. К каждой секции РУ-35 кВ подключается понижающий трансформатор ТМН-2500/35 через выключатель ВТ-35-800-12.5У1 трансформаторами тока и разъединитель РНДЗ-35У/630 с одним заземляющим ножом, позволяющим отделить выключатель от секции при ремонте. Трансформаторы напряжения типа НОМ-35-66 и разрядники типа РВС – 35 присоединяются к секциям шин через разъединители РНДЗ-2-35У/630 которые имеют заземляющие ножи для заземления НОМ-35-66 и РВС-35 при ремонте и ножи для заземления секций шин. Схема РУ-10кВ предусматривает использование одинарной секционированной выключателем системы сборных шин. Размещают оборудование РУ в закрытых помещениях или шкафах наружной установки. В обоих случаях используют комплектные устройства, состоящие из шкафов или камер, в которых размещаются выключатели и трансформаторы тока. Потребители первой категории для надежного электроснабжения получают питание по двум линиям, отходящим от разных секций шин. При 4 отключении или повреждении одной линии или одной секции потребитель будет получать энергию по другой линии от второй секции. Одиночная линия может быть использована для питания потребителей второй или третьей категории. Питание потребителей первой категории по такой одиночной линии возможно, если имеется резервное питание от другого источника питания. Для питания потребителей собственных нужд: релейной защиты, автоматики, телемеханики, цепей управления и сигнализации, освещения и электрического отопления, подогрева оборудования в зимнее время, освещения, а также проведения ремонтных работ предусмотрена установка двух трансформаторов собственных нужд (ТСН) ТМ-63/10 мощностью 63 кВА. ТСН присоединяется к шинам через выключатели ВВЭ-10-20/630У3. Трансформаторы тока ТКЛН-10 используются для подключения релейных защит. Учет энергии, расходуемой на собственные нужды подстанции, ведется со стороны вторичного напряжения ТСН. К секциям шин РУ-10 кВ присоединяются трансформаторы напряжения типа НТМИ-10, защищаемые предохранителями типа ПКН - 10, и разрядники типа РВП-10, защищающие изоляцию РУ-10кВ от перенапряжений. Трансформатор напряжения и разрядник одной секции размещаются на общей выкатной тележке. Секционирование шин выполняется с помощью двух шкафов: в одном установлен секционный выключатель ВВЭ-10-20/630У3 с трансформаторами тока ТПЛ-10; во втором — выдвижной элемент XТ, выполняющий роль разъединителя. 5 2. Расчет мощности трансформаторной подстанции 2.1 Расчет активной и реактивных мощностей потребителей Максимальная активная мощность. Рмакс = Руст Кс где: Руст – установленная мощность потребителя, кВт. Кс – коэффициент спроса, учитывающий режим работы потребителя, загрузку и к.п.д. оборудования, одновременность его включения. Рмакс1 = Руст1 Кс1 = 800 0,5 = 400 кВт Рмакс2 = Руст2 Кс2 = 800 0,5 = 400 кВт Рмакс3 = Руст3 Кс3 = 300 0,6 = 180 кВт Рмакс4 = Руст4 Кс4 = 1000 0,9 = 900 кВт Рмакс5 = Руст5 Кс5 = 250 0,9 = 225 кВт Максимальная реактивная мощность. Qмакс = Рмакс tg Где: tg - тангенс угла , определяется по заданному Qмакс1 = Рмакс1tg1 = 400 0,26 = 104 ВАР Qмакс2 = Рмакс2tg2 = 400 0,26 = 104 ВАР Qмакс3 = Рмакс3tg3 = 180 0,38 = 68,4 ВАР Qмакс4 = Рмакс4tg4 = 900 0,98 = 882 ВАР Qмакс5 = Рмакс5tg5 = 225 0,98 = 220,5 ВАР 6 2.2 Расчет суммарной полной мощности потребителей для заданного напряжения с учетом потерь Сумма максимальных активных мощностей потребителей. макс=Рмакс1+ Рмакс2+Рмакс3+Рмакс4+Рмакс5 , кВт. Рмакс=400+400+180+900+225 = 2105 кВт Сумма максимальных реактивных мощностей потребителей. макс=Qмакс1+ Qмакс2+Qмакс3+Qмакс4+Qмакс5 , ВАР Qмакс=104+104+68,4+882+220,5 = 1378,9 ВАР Максимальная полная мощность всех потребителей с учетом потерь в сетях и понижающих трансформаторах: Sмакс=Кр.м.(1+ ) где: Кр.м. – коэффициент разновременности максимумов нагрузок подстанции; Рпост – постоянные потери 1…2%; Рпер – переменные потери 5…8%; Кр.м.=Рмакс.рас./Рмакс; Сумма максимальной расчетной мощности: Рмкас.расч.=Кум1Рмакс1+ Кум2Рмакс2+ Кум3Рмакс3+ Кум4Рмакс4+ Кум5Рмакс5 , кВт 7 Кум – коэффициент участия в максимуме: 1 категория 0.95, 2 категория 0.9; Рмкас.расч=0.9400+0.9400+0.9180+0.95900+0.9225=1939,5 кВт. Кр.м=1939,5/2105= 0,92 Sмакс=0.92(1+(2+8/100)) =2546,6 кВА. 2.3 Расчет мощности на шинах первичного напряжения подстанции Двухобмоточный трансформатор, кВА Sмакс.ш.=Sмакс+Sтсн Sмакс.ш=2546,6+50=2596,6 кВА. При наличии потребителя 1 категории на подстанции устанавливается два и более понижающих трансформаторов, номинальная мощность которых определяется по формуле: Sном.т ≥ Sмакс/1.4(n-1) Sном.т > 2596,6/1.4(2-1) 2500 > 1854,7 2.4 Выбор количества и типа понижающих трансформаторов Полная мощность подстанции Sтп=пSном.т. Sном.т. – мощность главного понижающего трансформатора, кВА; П – число главных понижающих трансформаторов. Sтп = 22500 = 5000 кВА. 8 2.5 Выбор трансформаторов собственных нужд Для трансформаторных подстанций собственных нужд принимается равное 0.3-0.5% от полной мощности потребителей (если в здании не указана мощность собственных нужд). Sсн=(0.003-0.003) Sп Sтсн=50 кВА По рассчитанной мощности на собственные нужды подстанции выбирается трансформатор собственных нужд из условия: Sн.тр ≥ Sс.н. , кВА 2500 ˃ 63 кВА U1н ≥ U1раб , кВ 35 ˃ 10 кВ U2н ≥ U2раб , кВ 11 ˃ 0.4 кВ Тип и параметры трансформатора собственных нужд. Напряжение короткого замыкания U2н ,кВ Рх.х., Рк.з., Iх.х.,% Uк.з. кВт кВт 0.220 1.28 кВА ТМ-63/10 63 10 0,4 Схема и группа соединения обмотки Ток холостого хода U1н ,кВ Короткого замыкания Высшего напряжения Sн , Холостого хода Потери Низшего напряжения Номинальное напряжение обмотки Номинальная мощность Тип Таблица №2 % 2.8 4.5 Y/ Y 9 3. Расчет максимальных рабочих токов Таблица №3 Наименование Расчётные формулы Расчёт присоединений Вводы подстанции тупиковых и на Iраб.макс =(КавSн.тр)./ Uн1) А отпайках Первичные высшего обмотки напряжения силовых 35 = 115,5 Iраб.макс =1,45000/ Iраб.макс =( КперSном.т.) / ( Uном1), А Iраб.макс = 1,42500/ 35 =57,7 А трансформаторов Сборные шины первичного напряжения Вторичные низшего обмотки напряжения двухобмоточного Iраб.макс=( КпрКрнSтп)/ ( Uном1), А Iраб.макс = (1,30,75000)/( 35) = 75,1 Iраб.макс =( КперSном.т.) / ( Uном2), Iраб.макс =1,42500/ 11=183 А А силового трансформатора Первичная обмотка ТСН Сборные шины вторичного напряжения главных понижающих Iраб.макс = (КпрРном.т)/ Iраб.макс= Uном1), А (КрнSном.т)/ Uном2), Iраб.макс =1,463/ 10 = 5,09 А Iраб.макс= 0,55000/ 11=131.2 А Iраб.макс1=0.5400/ 110.96=10.9 А трансформаторов Питающие линии потребителей Iраб.макс=(КрнРмакс)/ Uномcos), А Коммунально-бытовое хозяйство А; Механические Iраб.макс2=0.5400/ мастерские 110.4=26.2 А; Спортивный комплекс Кислородная станция Iраб.макс3=0.5180/ 110.7=6.75А Iраб.макс4=0.5900/ 110.9= 26.24А Комбинат обслуживания бытового Iраб.макс5=0.5225/ 110.95=6.2А 10 В таблице №3 приняты следующие обозначения: Кав – коэффициент аварийной перегрузки трансформатора, равный 1.4; Sн.тр – суммарная мощность главных понижающих трансформаторов подстанции, кВА: Uн1 – номинальное напряжение обмотки главного понижающего трансформатора. Кпер – коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, равный 1.4; Sном.т. – номинальная мощность силового трансформатора. Uном2 – номинальное напряжение вторичной обмотки силового трансформатора, кВ Uном2 – номинальное напряжение вторичной обмотки силового трансформатора, кВ Крн – коэффициент распределения нагрузки на шинах вторичного напряжения распределительного устройства, равный 0.5 – при пяти и более находящихся в работе присоединений к шинам; Рмакс – максимальная активная мощность потребителя, кВт; Uном – номинальное напряжение на сборных шин подстанции и потребителей, кВ; cos - коэффициент мощности потребителей. 11 4. Расчет параметров короткого замыкания Составляется расчетная схема для определения параметров короткого замыкания в максимальном и минимальном режимах ИП1 ИП2 L1 L2 L4 L3 L5 L6 L7 L8 L9 L10 Эквивалентная электрическая схема замещения Х1/0,7 X3/0,42 X5/0,42 X7/0,84 X4/5,57 X2/0,09 X6/5,57 X8/0,84 К1 X9/2,6 X10/2,6 К2 Расчет относительных сопротивлений элементов цепи короткого замыкания Х*1 = Sб/Sкс1 = 100/600 = 0.17 Х*2 = Sб/Sкс2 = 100/1100 =0.09 Х*3 = Х*5 = Х*0 L1 (Sб/U2ср) = 0.4 15 (100/372)= 0,42 Х *4 = Х *6 = Х *0 ( L2 +L3 +L4 +L5 +L6+ L7+ L8+ L9) (Sб/U2ср) = =0.4(22+21+23+24+25+27+28+29) (100/372) = 5.57 Х *7 = Х *8 = Х *0 L10 Sб/U2ср = 0.430(100/372) = 0.84 Х*9 = Х*10 = (Uк/100)( Sб/Sном.т.) = (6.5/100)(100/2.5) = 2.6 12 4.1 Преобразование схем замещения Заменяем параллельные сопротивления Х*3 и Х*5 на Х*11 , Х*4 и Х*6 на Х*12 , Х*7 и Х*8 на Х*13 , a Х*1 и Х*2 , Х*9 и Х*10 переносим на схему без изменений. X1/0,7 X2/0,09 X11/0,21 X12/2,785 X13/0,42 К1 X10/2,6 X9/2,6 К2 Х*11 = Х*3/2 = 0,42/2 = 0,21 Х*12 = Х*4/2 = 5,57/2 = 2,785 Х*13 = Х*7/2 = 0,84/2 = 0,42 Заменяем последовательные сопротивления Х*1 и Х*11 на Х*15 , Х*2 и Х*12 на Х*16 Х*13 , Х9* и Х10 переносим на схему без изменений. X15/0,91 X16/2,875 X13/0,42 К1 X9/2,6 X10/2,6 К2 Х *15 = Х *1 + Х *11 = 0,7 + 0,21 = 0,91 Х *16 = Х *2 + Х *12 = 0,09 + 2,785 = 2,875 13 Заменяем последовательные сопротивления Х*15 и Х*16 на Х*17, Х*9 и Х*10 на Х*18 , а Х *13 переносим на схему без изменений. X17/0,69 X13/0,42 К1 X18/1,3 К2 Х *17 = 1/((1/Х *15) + (1/Х *16)) = 1/((1/0,91) + (1/2,875)) = 0,69 Х *18 = Х *9/2 = 2,6/2 = 1,3 Определяем относительное базисное сопротивление до точки К1: X19/1,11 К1 Х*бК1 = Х*19 = Х*17 + Х*13 = 0,69+0,42 = 1,11 Определяем относительное базисное сопротивление до точки К2: X20/2,41 К2 Х*бК2= Х*20= Х*19+ Х*18=1,11+1,3=2,41 14 4.2 Расчет параметров цепи короткого замыкания для всех точек Расчётные выражения при определении токов короткого замыкания. Таблица №4 Расчёт токов и мощностей коротких замыканий во всех точках коротких замыканий. Таблица №5 Точка короткого Расчётная формула замыкания К1 (Uср = 37кВ) Расчётные Расчёт данные Iб = Sб/ ·Uср, кА Iк = Iб/ xбК1, кА Sб, МВА Uср, кВ Iб, кА; Iб = 100/ 37 = 1.56 Iк = 1.56/1.11= 1.4 x*Σ 15 iа = Iк e –τ/Tа , кА τ = tз min + tсв Sк = Sб/ xбК1, МВА tз min, с τ = tз tсв, с 0.2 Iк, кА T а, с Sб, МВА min + tсв = 0.1+0.1 = 1.4 e iа = –0.2/0.05 = 0.036 Sк = 100/1.11 = 90.1 x*Σ iу = 2.55· Iк, кА Iк, кА iу = 2.551.4 =3.5 Iу = 1.52 Iк , кА Iк, кА Iу = 1.521.4= 2.1 Bк = Iк² · (tотк + Ta), tср=0.1 с Bк = 1.42 (1.7 + 0.05) кА2с tрз =1.0 с =3.43 tотк = tср+tрз+tсв Iк, кА tотк = 1.5+0.1+0.1=1.7 T а, с К2 (Uср = 10.5кВ) Iб = Sб/ ·Uср, кА Iк = Iб/ ХбК2, кА Sб, МВА Uср, кВ Iб, кА; Iб = 100/ 10.5 = 5.5 Iк = 5.5/2.41 = 2.28 x*Σ iа = Iк e –τ/Tа , кА τ = tз min + tсв tз min, с τ = tз tсв, с 0.2 Iк, кА T а, с Sк = Sб/ ХбК2, МВА Sб, МВА iа = min + tсв = 0.1+0.1 = 2.28 e –0.2/0.05 = 0.06 Sк = 100/2.41 = 41.5 ХбК2 iу = 2.55· Iк, кА Iк, кА iу = 2.552.28= 5.8 Iу = 1.52 Iк , кА Iк, кА Iу = 1.522.28= 3.5 Bк = Iк² · (tотк + Ta), tср, с Bк = 2.282 (1.2+ 0.05) = кА2с tрз = 0.5 с 6.5 tотк = tср+tрз+tсв Iб, кА tотк =1+0.1+0.1=1.2 T а, с 16 5. Выбор токоведущих частей и электрического оборудования подстанции 5.1 Выбор и проверка токоведущей части Гибкие токоведущие части; Жесткие токоведущие части (шины). Выбор гибких токоведущих частей. Гибкие токоведущие части предназначены на напряжение 35 кВ, расчёты сведены в таблицу. Таблица №6 № Характеристика условий п/п выбора гибких шин 1 По длительному Формулы Расчёты Iдоп > Iр. макс 175 ˃ 115.5 А допускаемому току 2 По термической стойкости q > qmin = /C; 3 По условию коронирования отсутствия / 88 = 21 35 > 21 0.9E0 > 1.07E E0=30.3m(1 0.299/ qmin = E0 = 30.30.82(1+0.299/ + ); ) = 28.5 Dср = 1.26150 = 189 E = 0.354U/ Rпр lg (Dср/Rпр); Dср = 1.26D E = 0.35435/4.2 = 1.78 0.9 28.5 > 1.071.78 25.65 > 1.9 В таблице №6 приняты следующие обозначения: Iдоп – ток допустимый для данной марки шины; Iр. макс – рабочий максимальный ток. Bк−тепловой импульс тока короткого замыкания для расчетной точки подстанции, кА2 с; 17 С - коэффициент, учитывающий соотношение максимально допустимой температуры токоведущей части и температуры при нормальном режиме работы. q – сечение выбранной шины qmin – минимальное допустимое сечение E0 -максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, при которой возникает коронный разряд; m - коэффициент, учитывающий не гладкость (шероховатость) поверхности провода, принимаемый для многопроволочных проводов равным 0,82; Е — напряженность электрического поля около поверхности провода, кВ/см; U — линейное напряжение, кВ; r-радиус провода, см; D — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см. Условия выполняются , поэтому выбираем провод АС – 35 . Выбор жёстких шин. Жёсткие токоведущие части применяются на напряжение 10кВ, условия выбора и расчёты сведены в таблицу №7. Таблица №7 № Характеристика условий Формулы и Расчёты п/п выбора жёстких шин данные 1 По длительному допустимому Iдоп > Iр. макс, А 165 А ˃ 131.2 А q > qmin q = 153 = 45 мм2 току 2 По термической стойкости qmin = qmin = 45 мм > 29 мм /C; 3 По электродинамической стойкости σдоп > σрасч σрасч = /88 = 29 2 2 Wп = 3152/6 = 112.510-9 (iу2 Wр = 3215/6 = 22.510-9 L2/Wa)10-8 σрасч.= Wп = b·h2/6 , м3 9 ((5.821.252)/(112.510- 0.35)) 18 Wр = b2·h/6 , м3 10-8 = 23 (5.821.252/22.510- σрасч.= 0.35)10-8 = 115.5 9 40˃23 В таблице №7 приняты следующие обозначения q – сечение выбранной шины, мм2 qmin – минимальное допустимое сечение, мм2 σдоп – допустимое механическое напряжение, МПа; σрасч – расчётное механическое напряжение, Мпа; iу – ударный ток; L – расстояние между соседними изоляторами одной фазы, равное 1.25 м; a – расстояние между осями шин, равное 0.35 м; b – узкая сторона шины ребро), м; h – широкая сторона шины, м. Условия выполняются , поэтому выбираем шину марки А 15x3 5.2 Выбор и проверка изоляторов (подвесные, опорные изоляторы) Таблица №8 № Характеристика п/п изоляторов данные 1 Соответствие по напряжению Uн ≥ Uр 10 = 10 2 Соответствие F ≤ 0.6Fразр F F = 0.176( iу2 L/ 1.25/0.35)=21.14 a) 0.63680 = 2208 прочности условий по выбора механической Формула и Расчёт = 0.176(5.82 21.14 < 2208 В таблице №8 приняты следующие обозначения: Uн – номинальное напряжение изолятора, кВ Uр – рабочее напряжение распределительного устройства, кВ 19 F – сила действующая на изолятор при коротком замыкании, Н Fразр = разрушающая нагрузка на изгиб изолятора, Н Подвесные изоляторы. Таблица №9 Тип изолятора Количество изоляторов при напряжении установки 35 кВ ПС - 70 3 Опорные изоляторы. Таблица №10 Тип Номинальное напряжение Минимальное разрушающее усилие на Масса, изолятора 10кВ изгиб, Н кг. ОФ – 10 – 10 3680 1.50 375 5.3 Выбор и проверка высоковольтных выключателей переменного тока. Условия выбора выключателей В таблице №11 приняты следующие обозначения: Uном – номинальное напряжение выключателя, кВ; Uраб – рабочее напряжение выключателя, кВ; Iном – номинальный ток выключателя, А; Iраб. макс – максимальный рабочий ток выключателя, А; Iн. отк – номинальный ток отключения, кА; Iк – ток короткого замыкания, кА; iaτ – апериодическая составляющая тока короткого замыкания; ßн – номинальное относительное значение апериодической составляющей тока; Iпр.с – эффективное значение периодической составляющей предельного сквозного тока короткого замыкания, кА; iпр.с - амплитудное значение предельного сквозного тока, кА; iу – ударный ток, кА: 20 Iт2 – среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости), кА; tт – длительность протекания тока термической стойкости, с; Bк - тепловой импульс тока короткого замыкания, кА2 с. Выбранные выключатели . Таблица №11 5.4 Выбор и проверка разъединителей Разъединители на электрической подстанции предназначены для создания видимого разрыва цепей и могут быть оборудованы одним или двумя стационарными заземляющими ножами. Условия выбора и проверки сведены в таблицу №12 Таблица №12. N Место п/п разъединителя 1 Ввод в РУ-35 установки Тип Условия выбора разъединителя РНДЗ-2-35У/630 Условия проверки Uном Iном iпр.с Iт2·tт ______ ________ ________ ________ Uраб Iр.макс iу Bк кВ А кА кА2с 35/35 630/115.5 64/3.5 1600/3.43 21 № 1, 2. Секционные разъединители 2 РНДЗ-35У/630 35/35 630/115.5 64/3.5 1600/3.43 РНДЗ-35У/630 35/35 630/57.7 64/3.5 2500/3.43 РНДЗ-2-35У/630 35/35 630/57.7 64/3.5 2500/3.43 РУ-35 Первичная 3 обмотка трансформатора Трансформатор напряжения 4 В таблице №12 приняты следующие обозначения: Uном – номинальное напряжение, кВ Uраб – рабочее напряжение, кВ Iном – номинальный ток, А Iраб. макс – максимальный рабочий ток, А iпр.с - амплитудное значение предельного сквозного тока, кА iу – ударный ток, кА Iт2 – среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости), кА tт – длительность протекания тока термической стойкости, с Bк - тепловой импульс тока короткого замыкания, кА2 с 5.5 Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения Трансформаторы напряжения предназначены для снижения высокого напряжения до величины 100 или 100/ 3 В для питания измерительных приборов, счётчиков активной и реактивной энергии, устройств релейной защиты. Трансформаторы напряжения выбирают по следующим условиям: 1) в зависимости от конструкции и места установки. 2) По номинальному напряжению U1н ≥ Uраб; 3) Выбранный трансформатор напряжения должен быть проверен по нагрузке вторичной цепи по условию S2н ≥ S2расч. 22 Выбранные измерительные трансформаторы напряжения и их параметры приведены в таблице №13 Таблица №13 Тип Напряжение, В U1н U2н Дополнительной Номинальная Предельная Схема мощность, ВА, в мощность,ВА группа и классе точности соединения 0.5 обмоток обмотки, НН НОМ- 35000 100 - 150 1200 1/1-0 10000 100 103:3 120 960 Y/Y-0 35-66 НТМИ – 10-66 Подключаемые приборы к РУ – 10кВ: вольтметр, счётчики активной и реактивной энергии, реле напряжения. Таблица №14 Мощность Cosφпр Sinφпр Общая потреб. потребляемая одной Мощность ΣPприб ΣQприб Вт Вар Число приборов тип Число катушек Прибор катушкой САЗУ 2 5 4 0.38 0.93 15.2 37.2 СР4У 3 5 7.5 0.38 0.93 42.7 104.6 вольтметр Э378 1 1 2 1 0 2 - Реле РН- 1 3 1 1 0 3 - напряжения 54 62.9 141.8 Счётчик активной Энергии Счётчик реактивной энергии Итого 23 S2расч = = 155.1ВА = S2н = 2 Sн = 1202 = 240 ВА S2н = 240 ВА ˃ S2расч = 155.1 ВА Расчетная схема для проверки трансформаторов напряжения НТМИ-10 KV1 А В PV С А TV PI1 PK1 PI2 PK2 PI4 PK4 PI5 PK5 PI3 KV2 KV3 PK3 а В b С c N Xд 10 кВ аД Районные потребители Результат проверки принимаем удовлетворительным , трансформатор НОМ-10 – подходит. Подключаемые приборы к РУ – 35кВ: вольтметр, счётчики активной и реактивной энергии, реле напряжения. Таблица №15 Мощность Cosφпр Sinφпр Общая потреб. потребляемая Мощность одной катушкой ΣPприб. ΣQприб. Вт Вар Число приборов тип Число катушек Прибор САЗУ 2 1 4 0.38 0.93 3.04 7.44 СР4У 3 1 7.5 0.38 0.93 8.55 20.9 вольтметр Э378 1 1 2 1 0 2 - Реле РН- 1 3 1 1 0 3 - напряжения 54 16.59 28.34 Счётчик активной энергии Счётчик реактивной Энергии Итого 24 S2расч = = = 32.8ВА S2н = 2 Sн = 1502 = 300 ВА S2н = 300 ВА > S2расч = 32.8 ВА Расчетная схема для проверки трансформатора напряжения. KV1 А PV С В А TV PI KV2 KV3 PK а В b С c N 35 кВ Результат проверки принимаем удовлетворительным, трансформатор НОМ-35 - 66 – подходит. Обозначения: U1н – первичное напряжение трансформатора напряжения, кВ Uраб – напряжение на шинах распределительного устройства, к которым подключают первичную обмотку трансформатора, кВ S2н – номинальная мощность вторичной обмотки, ВА S2расч – расчётная вторичная мощность, ВА 5.6 Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока Измерительные трансформаторы тока предназначены для подключения измерительных приборов (амперметров), токовых цепей счётчиков активной и реактивной энергии и устройств релейной защиты. Условия выбора приведены в таблице №16 Таблица №16 № п/п Характеристика условия выбора трансформаторов тока 1 По конструкции Формулы 25 2 По номинальному напряжению U1н ≥ Uраб 3 По номинальному току I1н ≥ Iр.макс 4 По электродинамической стойкости 5 По термической стойкости I1номКд ≥ iу (I1номКт)2tт ≥ Вк Обозначения: Uном – номинальное напряжение, кВ; Uраб – рабочее напряжение, кВ; Iраб. макс – максимальный рабочий ток, А; I1н – первичный номинальный ток, кА; Кд – кратность электродинамической стойкости по паспорту трансформатора; Кт – кратность термической стойкости по паспорту трансформатора; tт – время прохождения тока термической стойкости, с (по паспорту); iу – ударный ток, кА. Вк - тепловой импульс тока короткого замыкания, кА2 с Выбранные измерительные трансформаторы тока и их параметры приведены в таблице №17 Таблица №17. № Наименование п/п присоединений (I1н Кт)2 tт ≥ Тип , кВ 1 Вводы в РУ-35 кВ , А Вк,кА I1н Кд ≥ iу, кА ТФН35М 2 3 4 На перемычке РУ-35 ТФН- кВ 35М Первичная обмотка ТФН- трансформатора 35М Вторичная ТПЛ-10 обмотка трансформатора 5 Сборные шины РУ-10 ТПЛ-10 26 Трансформатор 6 ТПЛ-10 собственных нужд 7 8 9 Коммунально-бытовое ТКЛН- хозяйство 10 Механические ТКЛН- мастерские 10 Спортивный комплекс ТКЛН10 10 Кислородная станция ТКЛН10 11 Комбинат бытового обслуживания ТКЛН10 5.7 Выбор высоковольтных предохранителей Высоковольтные предохранители предназначены для защиты силовых цепей и электрооборудования в аварийных режимах от токов короткого замыкания и перегрузки. Условия выбора приведены в таблице №18 Таблица №18 № п/п Характеристика условия выбора трансформаторов тока 1 По конструкции и роду установки 2 По номинальному напряжению Формулы Uн ≥ Uраб Обозначения: Uном – номинальное напряжение предохранителя, кВ; Uраб – рабочее напряжение установки, кВ; Выбранные предохранители и их параметры приведены в таблице №19. 27 периодической к 12 18 24 без цоколя, кг. составляющая Общая масса предохранителя учетом предельного тока КЗ, кА С Наибольший пик отключении 1.3 Симметричная номинальному 200 тока Отношение 10 Предельный ток отключения, кА составляющей отключаемого Номинальный ток, А ПКН- Номинальное напряжение, кВ Тип наименьшего Таблица №19 16.61 10 5.8 Выбор оборудования для защиты от перенапряжений Выбор разрядников. Для защиты изоляции оборудования всех распределительных устройств электрических подстанций от волн перенапряжений, набегающих с линии, вызванных грозовыми и коммутационными воздействиями, применяют вентильные разрядники и ограничители перенапряжений. Выбранные разрядники приведены в таблице №20 Импульсное пробивное напряжение (при 12.7 26 - 30 50 47 50 - 35 40.5 78 – 98 125.0 122.0 130.0 143.0 Остающееся напряжение кВ, не более, при импульсном токе с длиной фронта волны 8мкс и амплитудой 3000А 5000А 10000А не более предразрядном времени от 2 до 20 мкс) кВ кВ (эфф.) РВП- Пробивное напряжение, при частоте 50 Гц, Наибольшее допустимое напряжение на 10 Тип разряднике кВ (эфф.) Номинальное напряжение, кВ Таблица №20 10 РВС 35 28 Выбор ограничителей перенапряжения. Остающееся напряжение при волне импульсного потока 8/20 мкс, кВ и с амплитудой, А 250 500 2500 5000 10000 36 38 перенапряжения, кВ коммутационного токе расчетном 400 при Расчетный 10 напряжение Номинальный разрядный ток 12 А Остающееся Наибольшее рабочее напряжение, кВ 10 перенапряжения на волне 30/60 мкс, Номинальное напряжение, кВ ОПН-П1- ток Тип коммутационного Таблица №21 29.2 29.5 10УХЛ1 Требования Правил устройств электроустановок (ПУЭ) к сооружению трансформаторных подстанций. Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции, изоляционные и другие расстояния должны быть выбраны и установлены таким образом, чтобы: 1) вызываемые нормальными условиями работы электроустановки усилия, нагрев, электрическая дуга или другие сопутствующие ее работе явления (искрение, выброс газов и т. п.) не могли привести к повреждению оборудования и возникновению КЗ или замыкания на землю, а также причинить 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; 29 4) была обеспечена возможность удобного транспортирования оборудования. При использовании открытых ножевых разъединителей или открытых ножевых отделителей для отключения и включения тока ненагруженных трансформаторов, зарядного или уравнительного тока линий электропередачи, тока замыкания на землю расстояния между токоведущими частями и от токоведущих частей до земли должны соответствовать требованиям настоящей главы и специальных директивных документов, утверждённых в установленных порядках. Строительные конструкции, находящиеся вблизи токоведущих частей и доступные для прикосновения персонала, не должны нагреваться от воздействия электрического тока до температуры 50°С и выше; недоступные для прикосновения — до 70 °С и выше. Конструкции могут не проверяться на нагрев, если по находящимся вблизи них токоведущим частям проходит переменный ток 1000 А и менее. Во всех разъединяющих цепях РУ устройств должна с быть видимым предусмотрена разрывом, установка обеспечивающих возможность отсоединения всех аппаратов (выключателей, отделителей, предохранителей, трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и т. п.) каждой цепи от сборных шин, а также от других источников напряжения. Указанное требование не распространяется на шкафы КРУ и КРУН с выкатными тележками, высокочастотные заградители и конденсаторы связи, трансформаторы напряжения, устанавливаемые на отходящих линиях, разрядники, устанавливаемые на выводах трансформаторов и на отходящих линиях, а также на силовые трансформаторы с кабельными вводами. В отдельных случаях, обусловленных конструктивными или схемными соображениями, допускается устанавливать трансформаторы тока до разъединителя, отсоединяющего остальные аппараты цепи, от источников напряжения. 30 Выключатель или его привод должен иметь хорошо видимый и надежно работающий указатель положения («включено», «отключено»). Применение сигнальных ламп в качестве единственных указателей положения выключателя не допускается. Если выключатель не имеет открытых контактов и его привод отделен стеной от выключателя, то указатель должен быть и на выключателе, и на приводе. При расположении РУ и подстанций в местах, где воздух может содержать вещества, ухудшающие работу изоляции или разрушающе действующие на оборудование и шины, должны быть приняты меры, обеспечивающие надежную работу установки: применена усиленная изоляция; применены шины из материала, стойкого к воздействию окружающей среды, или покраска их защитным покрытием; РУ и подстанции расположены со стороны господствующего направления ветра; РУ и подстанции выполнены по наиболее простым схемам; закрытое исполнение РУ и подстанций, защищенное от проникновения пыли, вредных газов или паров в помещение. При сооружении ОРУ вблизи морских побережий, соленых озер, химических предприятий, а также в местах, где длительным опытом эксплуатации установлено разрушение алюминия от коррозии, следует применять специальные алюминиевые и сталеалюминевые провода, защищенные от коррозии. Ошиновка РУ и подстанций должна выполняться, как правило, из алюминиевых, сталеалюминевых и стальных проводов, полос, труб и шин из профилей алюминия и алюминиевых сплавов электротехнического назначения. Распределительные устройства 3 кВ и выше должны быть оборудованы оперативной блокировкой, исключающей возможность : включения выключателей, отделителей и разъединителей на заземляющие ножи и короткозамыкатели; 31 включения заземляющих ножей на ошиновку, не отделенную разъединителями от ошиновки, находящейся под напряжением; отключения и включения отделителями и разъединителями тока нагрузки, если это не предусмотрено конструкцией аппарата. На заземляющих ножах линейных разъединителей со стороны линии допускается устанавливать только механическую блокировку с приводом разъединителя и приспособление для запирания заземляющих ножей замками в отключенном положении. Для РУ с простыми схемами электрических соединений рекомендуется применять механическую (ключевую) оперативную блокировку, а во всех остальных случаях — электромагнитную. Приводы разъединителей, доступные для посторонних лиц, должны иметь приспособления для запирания их замками в отключенном и включенном положениях. РУ и подстанции выше 1 кВ должны быть оборудованы стационарными заземляющими ножами, обеспечивающими в соответствии с требованиями безопасности заземление аппаратов и ошиновки, как правило, без применения переносных заземлений. Заземляющие ножи должны быть окрашены в черный цвет. Рукоятки приводов заземляющих ножей должны быть окрашены в красный цвет, а рукоятки других приводов — в цвета оборудования. 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. При наличии трансформаторов напряжения заземление сборных шин должно осуществляться, как правило, заземляющими ножами разъединителей трансформаторов напряжения. В случае, когда деформации проводов (шин), обусловленные изменениями температуры, вибрацией и т. п., могут вызывать опасные механические напряжения в проводах или изоляторах, следует 32 предусматривать меры, исключающие возникновение таких напряжений (компенсаторы, ослабленное тяжение и т. п.). Указатели уровня и температуры масла маслонаполненных трансформаторов и аппаратов и другие указатели, характеризующие состояние оборудования, должны быть расположены таким образом, чтобы были обеспечены удобные и безопасные условия для доступа к ним и наблюдения за ними без снятия напряжения (например, со стороны прохода в камеру). Для отбора проб масла расстояние от уровня пола или поверхности земли до крана трансформатора или аппарата должно быть не менее 0,2 м или должен быть предусмотрен соответствующий приямок. Трансформаторы, реакторы и конденсаторы наружной установки для уменьшения нагрева прямыми лучами солнца должны окрашиваться в светлые тона красками, стойкими к атмосферным воздействиям и воздействию масла. Распределительные устройства и подстанции должны быть оборудованы электрическим освещением. Осветительная арматура должна быть установлена таким образом, чтобы было обеспечено ее безопасное обслуживание. Распределительное устройство и подстанции должны быть обеспечены телефонной связью в соответствии с принятой системой обслуживания. Размещение РУ и подстанций, генеральный план и инженерная подготовка территории и защита их от затопления, оползней, лавин и т. п. должны быть выполнены в соответствии с требованиями СНиП Госстроя России. Расстояния между РУ (подстанциями) и деревьями высотой более 4 м должны быть такими, чтобы исключались повреждения оборудования и ошиновки при падении дерева. Для РУ и подстанций, размещаемых в районе жилой и промышленной застройки, должны предусматриваться мероприятия по снижению шума, 33 создаваемого работающим электрооборудованием (трансформаторами, синхронными компенсаторами и т. п.), до значений, указанных в СНиП II-1277 Госстроя России. Распределительные устройства и подстанции с постоянным дежурством персонала, с постоянно находящимся на них оперативноремонтным персоналом, а также при наличии вблизи них жилых зданий должны быть обеспечены питьевой водой путем устройства хозяйственнопитьевого водопровода, сооружения артезианских скважин или колодцев. Для РУ и подстанций с постоянным дежурством персонала, имеющих водопровод, должны быть устроены утепленные уборные с канализацией. При отсутствии вблизи подстанций канализационных магистралей допускается выполнение местных канализационных устройств (отстойники, фильтры). Для подстанций без постоянного дежурства персонала допускается устройство неутепленных уборных с водонепроницаемыми выгребами. При расположении подстанций ПО кВ и выше без постоянного дежурства персонала вблизи существующих систем водоснабжения и канализации (на расстоянии до 0,5 км) в здании общеподстанционного пункта управления (ОПУ) должны предусматриваться санитарные канализованные узлы. В качестве оперативного тока на подстанциях должен применяться переменный ток во всех случаях, когда это возможно и ведет к упрощению и удешевлению электроустановок при обеспечении необходимой надежности их работы. Литература 1. Почаевец В. С. «Электрические подстанции» 2. Методическое пособие по дипломному и курсовому проектированию 34
