Электрическая часть районной подстанции 220/110/35/10

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФГОУ СПО «ОМСКИЙ ПРОМЫШЛЕННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ».

Заочное отделение.

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ Дисциплина: Электрооборудование электрических станций и подстанции.

Тема: «Электрическая часть районной подстанции 220/110/35/10».

Омск — 2011.г.

Исходные данные Вариант — № 42.

Схема связи ПС с энергосистемой (рисунок) — 14.

Напряжение на шинах кВ — U₁ — 330; U₂ — 110; U₃ — 10 ;.

Количество линий на U₁ — 4.

Характеристики нагрузок потребителей U₂

Количество и вид линий -4BW одиночных, 2BW попарнопараллельных.

Максимальная нагрузка одной линии МВт -46 и 25 .

Косинус ц — 0,92 и 0,9.

Т_max, ч — 6000.

Коэффициент одновременности k_одн -0,93.

Количество потребителей І и ІІ категории % - 95.

Характеристики нагрузок потребителей U₃

Количество и вид линий — 18KW .

Максимальная нагрузка одной линии МВт — 2,4.

Косинус ц — 0,91.

Т_max, ч — 4600.

Коэффициент одновременности k_одн — 0,86.

Количество потребителей І и ІІ категории % - 90.

Длина одной линии, км — 2,7.

Мощность системы, МВ*А/ её сопротивление, отн.ед. — S_C/x_C — 3500/2,3.

Мощность электростанции, МВ*А/ её сопротивление, отн.ед. — S_C/x_C — 1600/0,85.

Длина линий электропередачи, км. — l₁ — 185, l₂ — 70,.

Выбрать аппараты и токоведущие части в цепях. — линии KW — 10 кВ и трансформатора на 330 кВ.

Выполнить конструктивный чертеж ОРУ — 330 кВ.

Содержание Аннотация

1. Разработка структурной схемы проектируемой подстанции

1.1 Составление баланса нагрузок на шинах всех напряжений

1.2 Выбор мощности трансформаторов (автотрансформаторов)

1.3 Составление структурной схемы проектируемой подстанции

2. Разработка принципиальной электрической схемы проектируемой ПС

2.1 Выбор и описание схемы электрических соединений на стороне ВН

2.2 Выбор и описание схемы электрических соединений на стороне СН

2.3 Выбор и описание схемы электрических соединений на стороне НН

3. Выбор оперативного тока, схемы питания с.н. и ТСН

4. Расчет токов короткого замыкания. Выбор и проверка токоограничивающих реакторов

5. Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей и изоляторов

5.1 Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей и изоляторов для

заданных цепей Список литературы Содержание графической части.

1. Электрическая схема подстанции (включая схему электроснабжения собственных нужд)

2. ОРУ — 35кВ конструктивный чертеж.

Аннотация В курсовом проекте разработана электрическая часть узловой районной подстанции 330/110/10/ кВ, которая предназначена для приема и распределения электрической энергии потребителям. Кроме того, подстанция является мощным коммутационным узлом в энергосистеме, через шины 330 кВ осуществляются перетоки мощности между отдельными частями энергосистемы.

Подстанция подключена четырьмя воздушными линиями 330кВ к питающей энергосистеме и электростанции .

С шин 110 кВ запитываются потребители I, II, III категорий по 4 одиночным, и 2 попарно параллельным воздушным линиям с суммарной мощностью .

С шин 10 кВ запитываются потребители I, II, III категорий по 18-ти кабельным линиям, .

Для обеспечения надежного питания потребителей во всех режимах работы на проектируемой подстанции 330/110/10 кВ предлагается установка двух трехфазных автотрансформаторов типа АТДЦТН-200 000/330/110.

Схемы электрических соединений на всех напряжениях приняты типовыми в соответствии с рекомендациями института «Энергосетьпроект», а именно:

Для ОРУ-330 кВ выбрана схема трансформатор — шины с полуторным присоединением линий.

Для ОРУ-110 кВ схема две рабочие системы шин с обходной системой шин с одним выключателем на цепь.

Для КРУН-10 кВ схема 2 две одиночные секционированные выключателями системы шин .

Потребители собственных нужд подстанции подключаются к РУ с.н. 0,4 кВ, состоящему из двух секций. Секции запитываются от двух ТСН мощностью 630 кВ· А.

В качестве аварийного источника питания с.н. предусмотрена установка одной аккумуляторной батареи 220 В.

В соответствии с заданием выбраны по условиям продолжительного режима работы и проверены по электродинамической и термической стойкости к токам К.З. согласно требований ПУЭ аппараты и токоведущие части в цепи ввода Тр-ра на 330 кВ и в цепи КW10 кВ. В остальных присоединениях аппараты и шины выбираются по номинальным параметрам. Предлагаемое к установке оборудование в настоящее время выпускается отечественной промышленностью.

Согласно заданию разработана конструкция ОРУ-330 кВ, выполнены конструктивный чертеж ОРУ 330 кВ и принципиальная электрическая схема ПС. В проекте принята типовая конструкция для выбранной схемы согласно типовому проекту.

электрический подстанция ток реактор

1. Разработка структурной схемы узловой районной подстанции

1. Выбор и обоснование вариантов структурных схем подстанции

1.1 Составление баланса нагрузок на шинах всех напряжений По заданным характеристикам потребителей подсчитывается полная нагрузка в максимальном режиме на шинах всех напряжений, с которых распределяется мощность по формуле:

где n — число линий;

P_max — нагрузка одной линии, МВт;

К_одн — коэффициент одновременности;

cosц — коэффициент мощности нагрузки.

На шинах высшего напряжения подстанции (без синхронных компенсаторов) полная мощность нагрузки складывается из нагрузок на шинах 35; 6 кВ (низшего и средних напряжений):

Потребление на собственные нужды пренебрегается

1.2 Выбор количества и мощности трансформаторов (автотрансформаторов) Для обеспечения необходимой надежности питания потребителей I и II категорий, составляющих до 95%, на ПС на три напряжения устанавливаются два автотрансформатора (АТ).

Мощность автотрансформаторов (АТ) выбирается так, чтобы при отключении одного из параллельно работающих автотрансформаторов (АТ), оставшийся в работе, с учетом его допустимой перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивал питание потребителей I и II категорий.

Мощность каждого из двух параллельно работающих автотрансформаторов (АТ) рассчитывается по формуле:

гдерасчетная максимальная мощность нагрузки, передаваемой через автотрансформатор (АТ).

1.2.1 Определяются мощности автотрансформаторов АТ1 и АТ2 (330/110/10)

по [2.прил., таб. П 8.] выбираются два автотрансформатора АТДЦТН-200 000/330/110.

Проверяется загрузка трансформаторов в нормальном К_{з, норм} и аварийном К_{з, ав} (при отключении одного АТ) режимах по формулам:

(т.к. аварийная перегрузка допустима до 1,4 в течение не более 5 суток, продолжительностью не более 6 часов в сутки).

Рассчитывается загрузка АТ:

Условие выполнено.

Для автотрансформатора проверяется загрузка обмотки низшего напряжения:

гденоминальная мощность обмотки НН автотрансформатора по каталогу, МВА;

расчетная максимальная мощность нагрузки, подключенной к обмотке низшего напряжения АТ, МВА.

Проверяется загрузка обмоток низшего напряжения АТ:

Условие выполнено.

1.3 Составление структурной схемы проектируемой подстанции Структурная схема ПС является первым этапом в разработке полной принципиальной электрической схемы подстанции, она составляется на основании исходных данных и дополняется результатами расчетов.

2. Разработка упрощенной принципиальной электрической схемы подстанции Упрощенная принципиальная электрическая схема подстанции разрабатывается на основании структурной схемы в соответствии с рекомендациями, изложенными в типовых материалах для проектирования № 407−03−456−87, схемах принципиальных электрических РУ-6−750 кВ ПС.

Выбор той или иной схемы зависит от:

— напряжения;

— количества присоединений;

— вида воздушных линий (параллельная, одиночная);

— схемы подключения к питающей сети (в рассечку линий, отпайкой);

— мощности трансформаторов.

Рис 2

1. Выбор и описание схемы электрических соединений на стороне 330 кВ Для РУ-330 кВ проектируемой подстанции, имеющего 6 присоединений (два автотрансформатора, четыре линии), руководствуясь рекомендациями типовых материалов для проектирования № 407−03−456.87 института «Электросетьпроект», принимаются типовая схема № 330−16 — трансформатор — шины с полуторным присоединением линий рис. 2.1., В нормальном режиме все выключатели включены, обе системы шин находятся под напряжением. На первую систему шин К1Д подключены АТ2; W1Д; W4Д, на вторую АТ1; W2Д; W3Д.

Для ревизии любого выключателя отключают его и разъединители, установленные по обе стороны выключателя. Количество операций для вывода в ревизию — минимальное, разъединители служат только для отделения выключателя при ремонте, никаких оперативных переключений они не производят.

Достоинством схемы является то, что при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе. Другим достоинством полуторной схемы является ее высокая надежность, т.к. BW остаются в работе даже при повреждении на сборных шинах, так при КЗ на первой системе шин отключатся выключатели: Q1Д; Q4Д, шины останутся без напряжения, но все BWостанутся в работе, потеряет питание только АТ2.

Если происходит повреждение на W4Д, то отключаются выключатели Q4Д; Q5Д. Для отключения АТ1 необходимо отключить Q3Д; Q6Д.

Недостатки схемы:

— отключение КЗ на линии с двумя выключателями приводит к общему увеличению ревизий выключателей, удорожание конструкций РУ при нечетном присоединении и увеличение количества выключателей в схеме;

— снижение надежности схемы, если количество линий не соответствует числу трансформаторов.

2.2 Выбор и описание схемы электрических соединений на стороне 110 кВ.

Для РУ-110 кВ, имеющего 8 присоединений (два автотрансформатора, 6 линий), руководствуясь рекомендациями института «Энергосетьпроект» принимается типовая схема «№ 110−13″ две рабочие системы шин с обходной системой шин с одним выключателем на цепь.» В нормальном режиме обе системы шин находятся под напряжением, а обходная система шин КВG отключена. Для повышения надежности схемы предусматривается фиксированное распределение присоединений:

на К1G включены: АТ1, линии W1G;. W2G; W3G.

на К2G включены: АТ2, линии; W4G ;W5G; W6G.

Включены выключатели всех присоединений и шиносоединительный выключатель, отключен обходной выключатель QBG, также отключены разъединители всех присоединений QSB к обходной системе шин. Обходная система шин охватывает все присоединения и необходима для вывода в ремонт выключателя любого присоединения без отключения этого присоединения. На время ремонта основного выключателя его заменяет обходной выключатель QBG. Надежность схемы достаточно высокая при подключении одиночных линий. Если произойдет КЗ на системе шин K1G, то отключаются АТ1, линии W1G;. W2G; W3G; W4G. только на время, необходимое для перевода отключившихся присоединений на исправную систему шин К2G. При повреждении на линии W2G, отключается выключатель Q2G. В случае отказа в его отключении КЗ с линии переходит на систему шин К2G и отключаются все присоединения, зафиксированные за этой системой шин, на время, необходимое для вывода в ремонт Q2G.

Схема позволяет выводить в ремонт одну систему шин без отключения присоединений. Для этого предварительно все присоединения с выводимой в ремонт системы шин переводят на другую систему шин. Эти операции производятся шинными разъединителями при включенных выключателях линий и автотрансформаторов, включенном шиносоединительном выключателе и снятом с цепей управления QКG оперативном токе.

Поскольку в данном случае разъединители выполняют роль оперативных аппаратов, то схема достаточно сложная в обслуживании. Схема недорогая — на 8 присоединений требуется 10 выключателей.

2.3 Выбор и описание схемы электрических соединений на стороне 10 кВ.

Для РУ 10 кВ имеющего18 отходящих кабельных линий принимается типовая схема № 10−2 две одиночные секционированные выключателями системы шин. Принимается согласно раздельная работа трансформаторов для снижения уровня токов К. З. На секционных выключателях Предусматривается устройство АВР.

РУ выполняется с использованием ячеек КРУН с выключателями на выкатных тележках, что позволяет отказываться от разъединителей. Их функции выполняют втычные контакты выкатной тележки.

Применение ячеек КРУН позволяет увеличить надёжность схемы, улучшить условия эксплуатации, снизить затраты на сооружение РУ-10кВ.

На каждую схему подключено по 9 КЛ и одному вводу от трансформатора. В нормальном режиме включены выключатели всех присоединений, секционные выключатели отключены.

Схема обеспечивает достаточно надёжное питание потребителей I и II категории только при наличии резервирования. При К. З. на секции К1К отключается вводной выключатель Q1K, и секция обесточивается на всё время ремонтных работ. При этом потребители III категории отключаются, а потребители I и II категории питаются по резервным линиям.

К.З. на линии отключается одним выключателем, но если происходит отказ в отключении выключателя, то К.З. с линии переходит на секцию. Гасится вся секция на время, необходимое для вывода в ремонт лини и не отключившегося выключателя.

Схема наглядна, проста и удобна в обслуживании, экономична.

3. Выбор оперативного тока, схемы питания собственных нужд и ТСН.

На подстанции устанавливаются два трансформатора собственных нужд. Мощность ТСН, питающих шины 0,4 кВ, выбираются в соответствии с нагрузками в разных режимах работы подстанции с учетом коэффициента спроса, а также перегрузочной способностью трансформаторов в послеаварийном режиме.

Подсчет нагрузки производится по таблице.3.1.

Таблица 3.1

На подстанции с постоянным дежурством:

гдекоэффициент перегрузки, его можно принять .

расчетная мощность максимальной нагрузки на ТСН. Она определяется суммированием установленной мощности отдельных приемников с учетом коэффициента спроса К_с и cosц.

допустимая нагрузка ТСН для зимы, принимается равной расчетной Установленная мощность потребителей собственных нужд определяется по [1, таб 6.1; 6.2]

Для нагревательной, осветительной нагрузки ;для электродвигателей (охлаждение трансформаторов, вентиляции, компрессоров и прочих насосов) — (). Выбирается трансформатор собственных нужд типа ТМС-630/10У1 с .

Выбор оперативного тока В соответствии с указаниями по области применения оперативного тока на подстанциях, на проектируемой подстанции с ВН = 330кВ применяется постоянный оперативный ток.

На подстанции 330 кВ устанавливается одна аккумуляторная батарея 220 В, основные потребители оперативного тока: основные и резервные защиты элементов ПС, дублирующие устройства противоаварийной и противопожарной автоматики, а также цепи управления электромагнитов включения и отключения выключателей.

Для подзаряда, а также послеаварийного заряда аккумуляторной батареи следует применять два комплекта автоматизированных выпрямительных устройств. Эти устройства должны обеспечить послеаварийный заряд батареи в течение суток до 2,3 В на элемент.

Выбор системы питания собственных нужд На данной проектируемой подстанции с постоянным оперативным током, трансформаторы собственных нужд присоединяются к шинам 10 кВ через выключатели к каждой секции шин. На стороне 0,4 кВ применяется одиночная секционированная автоматическим выключателем система шин. Трансформаторы собственных нужд работают раздельно, с АВР на секционной связи.

4. Расчет токов короткого замыкания Расчет токов трехфазного КЗ Для проверки аппаратов и токоведущих частей по термической и электродинамической стойкости, для проверки выключателей по отключающей способности в заданных присоединениях необходимо определить следующие токи трехфазного короткого замыкания.

действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент времени. Этот ток необходим для определения теплового воздействия тока короткого замыкания;

ударный ток для проверки шин и аппаратов на электродинамическую стойкость;

действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент времени ;

мгновенное значение апериодической составляющей тока КЗ в момент времени ф.

На основании структурной схемы подстанции, с учетом принятых схем электрических соединений и режима работы автотрансформатора (трансформатора) (раздельной, параллельной) вычерчивается расчетная схема установки. На схеме указываются точки короткого замыкания, среднее напряжение на шинах согласно [1 стр. 123], параметры элементов, которые необходимы для расчетов сопротивлений систем, линий электропередач, автотрансформаторов, трансформаторов. Эти данные берутся из таблицы исходных данных, таблиц с техническими данными автотрансформаторов и трансформаторов.

Рис 4.

Составляется эквивалентная схема замещения, в которой все элементы представляются в виде индуктивных сопротивлений, величины которых подсчитываются по формулам из [1, табл. 3.2; 3.5]. Для удобства и однотипности расчетов рекомендуется вести подсчет в относительных единицах, приведенных к базовой мощности S_б = 1000 МВА. Величины сопротивлений указываются на схеме замещения (рис. 4.1).

Среднее удельное индуктивное сопротивление воздушной линии электропередач:

х_уд=0,325 ОМ/км Определяются индуктивные сопротивления схемы замещения, приведенные к базовой мощности.

.

Используя каталожные данные определим напряжение каждой обмотки [1.прил2.10] автотрансформатора, и их удельное сопротивление приведенное к базовому:

Рис. 4.1

Для проведения дальнейших расчетов упрощаем схему замещения, и приводим ее к простейшему виду, от источников до точек КЗ.

Рис. 4.2

Упрощаем схему до простейшего вида в точке КЗ 1.

Упрощенная схема замещения относительно точки КЗ 1.

Продолжаем упрощение схемы до простейшего вида в точке КЗ 2.

Рис. 4.3

Упрощенная схема замещения относительно точки К2.

Продолжаем упрощение схемы до простейшего вида в точке К3.

Рис. 4.4

Таблица 4.1 — Расчет токов трехфазного короткого замыкания

Результаты расчетов токов короткого замыкания сводятся в таблицу 4.2, данные которой в дальнейшем используются при определении расчетных токов короткого замыкания, для выбора токоведущих частей и аппаратов.

Таблица 4.2

5. Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей и изоляторов

5.1 Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей и изоляторов для заданных цепей (согласно заданию) Выбор электрических аппаратов в цепи ввода автотрансформатора 330 кВ.

Расчет токов длительных режимов работы I_норм; I_max для цепи ввода 330кВ АТ:

(А)

(А)

(кА) Расчетные значения токов короткого замыкания для цепи ввода АТ -330 кВ сведены в таблицу 4.2

Для установки в ОРУ — 330 кВ принимаются элегазовые выключатели типа ВГУ 330Б — 40/3150У1, и разъединители типа РНДЗ-330−3200ПДН-1У1.

Сравнение расчетных и каталожных данных удобно проводить в виде таблицы, поэтому сведены в таблицу 5.1.

Выбор выключателей и разъединителей на шинах 10 кВ на отходящих линиях Согласно П 4.14 [3], выключатели должны быть вакуумные или элегазовые. Рассчитаем номинальный и максимальный ток цепи на:

Учитывая условия выбора, выбираем вакуумный выключатель ВВЭ-10−31,5/630 У3: Тип данных выключателей предназначен для встраивания в комплексные распределительные устройства. Расшифровка: В — выключатель; В — вакуумный; Э — с электромагнитным приводом; 10 — номинальное напряжение, кВ; 31,5 — номинальный ток отключения, кА; 630 — номинальный ток, А; У — для работы в районах с умеренным климатом; З — для работы в закрытых помещениях с естественной циркуляцией.

Выбранный выключатель встраивается в ячейки КРУН серии К-59.

Расчетные значения токов короткого замыкания для цепи ввода 10кВ сведены в таблицу 4.2

Сравнение расчетных и каталожных данных удобно проводить в виде таблицы, поэтому сведены в таблицу 5.1.2.

Таблица 5.1

Таблица 5.1.2.

Проверка показала возможность использования данных выключателей и разъединителей.

5.2 Выбор ошиновки и изоляторов

5.2.1 Выбор ошиновки Выбор ошиновки на участке от ввода АТ-330 кВ до сборных шин В соответствии с ПУЭ, сечение шин в ОРУ выбирается по условию нагрева током длительного режима, с учетом минимального сечения для этого класса напряжения по условию короны

А По I_мах=490 А с учётом необходимости выполнения условий короностойкости выбирается ошиновка из двух проводов

АС — 400/51 с, А (с d ₀=27,5 мм) по [1. таб. 3.3].

Выбранное сечение проверяется на корону по условию:

кВ/где1,375-радиус привода, см;

напряжение электрического поля около поверхности провода;

при максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, при котором возникает разряд в виде корны Д= 430см — расстояние между фазами [2.таб.5.2];

коэффициент, учитывающий число проводов в фазе;

среднее геометрическое расстояние между проводами;

эквивалентный радиус расщепленного провода, см;

расстояние между проводами, см ();

линейное напряжение, кВ.

где

26,082кВ/см < 28,06кВ/см По условию короны выбранная ошиновка проходит.

Так как i_у=12,737кА <20кА, то на электродинамическое действие ошиновка не проверяется.

На термическую стойкость на ОРУ ошиновка не проверяется.

Для крепления ошиновки применяются гирлянды изоляторов ПС — 70Д по 22штуки в гирлянде (U_н = 330 кВ).

Для распределения и коммутации электроэнергии низшего напряжения на ПС используется КРУН (комплектное распределительное устройство наружной установки) серии К-59 предназначено для приёма и распределения электрической энергии переменного трёхфазного тока промышленной частоты 50 Гц на номинальное напряжение 6 и 10 кВ и комплектования распределительных устройств напряжением 6 и 10 кВ подстанций, и по своим характеристикам полностью проходит для установки на ПС. Встраиваемый вид выключателей: ВВЭ, ВБЭМ, ВБСК, ВВУ-СЭЩ, ЭВОЛИС, BB/TEL. Производитель: компания «Кэмонт», г. Усть-Каменногорск.

Технические параметры КРУН серии К-59:

Номинальное напряжение, кВ — 6, 10;

Наибольшее рабочее напряжение, кВ — 7, 12;

Номинальный ток сборных шин, А — до 2500;

Ток термической стойкости, кА — 20; 31,5;

Ток электродинамической стойкости главных цепей шкафов КРУН, кА — 51, 81;

Уровень изоляции по ГОСТ 1516.1−76 — нормальная изоляция;

Вид изоляции — воздушная;

Вид линейных высоковольтных подсоединений — кабельные, воздушные;

Способ обслуживания — с двусторонним обслуживанием, с коридором управления;

Вид управления шкафами — местное, дистанционное;

Габаритные размеры, мм (высоташиринадлина) — 28 003 200определяется количеством шкафов в КРУН.

5.3 Выбор измерительных трансформаторов тока и КИП По [1,таб. 4.5] выбираем для подключения КИП и УРЗ трансформаторы тока

ТВТ -330/600/1, встроенные в ввод автотрансформатора и выносные

ТФУМ — 330/500/1.

Проверка и сравнение каталожных и расчетных данных сводится в таб5.2

Таблица 5.2

Вторичная нагрузка на трансформатор тока

так как индуктивное сопротивление невелико ;

переходное сопротивление контактов;

сопротивления приборов;

сопротивление соединительных.

В таблице 5.3 подсчитывается вторичная нагрузка по фазам от токовых обмоток приборов.

Таблица 5.3

Наиболее нагружена фаза А, поэтому расчет нагрузки на ТА от приборов в Омах ведется для этой фазы:

гдесуммарная мощность, потребляемая приборами (ВА);

номинальный ток вторичной обмотки трансформатора.

Сопротивление контактов принимается равным 0,05 Ом, если подключено менее трех приборов.

Рассчитываем допустимое сечение кабеля с медными жилами.

гдеудельное сопротивление меди;

l_рас=150•2(м) для цепи РУ/330 кВ;

q=

На ПС 330кВ применяем кабель с медными жилами.

По условию механической прочности сечение соединительных медных проводов не должно быть менее 2,5 мм².

q > q_станд

Для соединения трансформатора тока с приборами выбираем контрольный кабель марки КРВГ с сечением жил 2,5 мм².

Определяется вторичная нагрузка на ТА с учетом сопротивления приборов, жил кабеля, переходного сопротивления контактов:

Проверка по допустимой токовой нагрузке:

2,65Ом < 30Ом Условие выполнено.

Выбор трансформатора напряжения установленного на сборных шинах 330 кВ В ОРУ-330 кВ устанавливаются однофазные трехобмоточные трансформаторы напряжения НКФ-330−73. Технические данные трансформаторов напряжения сводим в таблицу 5.4.

Таблица 5.4

Трансформаторы напряжения выбираются по напряжению:

гденоминальное напряжение первичной обмотки трансформатора напряжения.

Проверяются по вторичной нагрузке:

гдерасчетная мощность, потребляемая всеми приборами и реле, ВА.

номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора.

При выборе учитывается нагрузка параллельных обмоток приборов, устанавливаемых на всех присоединениях данного РУ и на его сборных шинах. В ОРУ-330 кВ выполненному по схеме 330−16, трансформаторы напряжения устанавливаются не только на сборных шинах, но и в цепях воздушных линий электропередач.

Таблица 5.5 — Проверка выбранного трансформатора напряжения по вторичной нагрузке

(в классе точности 0,5)

=38 ВА ;

38 ВА<1200ВА Условие выполнено.

Примечание; Расчет нагрузки ТВ1 производился с учетом режима когда ТВ2 выведен в ремонт.

Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения в цепи 10 кВ Выбор трансформаторов тока в цепи 10 кВ В комплектных распределительных устройствах применяются опорно-проходные трансформаторы тока ТЛМ-10, ТПЛК-10, конструктивно совмещенные с одним из штепсельных разъёмов первичной цепи ячейки КРУ.

Учитывая условия выбора, намечаем трансформатор тока ТЛМ-10-У3 .

10 кВ10 кВ;

200 А183,7 А;

300 А183,7 А.

Проверим выбранный трансформатор тока на:

— На электродинамическую устойчивость

52 кА30,24 кА

— На термическую устойчивость

— На вторичную нагрузку

Ом;

Таблица 5.6 — Вторичная нагрузка трансформатора тока 10 кВ

Ом;

Ом, т.к. количество приборов больше трёх;

По условию прочности сечение не должно быть меньше 4 мм для алюминиевых проводников. Выбираем кабель АКПБбШв-10

Ом;

Ом;

.

Назначаем трансформатор тока ТЛМ-10-У3, т.к. он проходит по всем условиям проверки.

Трансформатор ТЛМ-10-У3 предназначен для установки в комплектные распределительные устройства и служит для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам и (или) устройствам защиты и управления, для изолирования цепей вторичных соединений от высокого напряжения в электрических установках переменного тока на класс напряжения до 10 кВ частоты 50 или 60 Гц. Трансформаторы выпускаются с одной вторичной обмоткой для измерения и одной вторичной обмоткой для защиты. Расшифровка: Т — трансформатор тока; Л — с литой изоляцией; М — модернизированный; 10 — номинальной напряжение, кВ; У3 — умеренный климат, для работы в закрытых помещениях с естественной циркуляцией.

Выбор трансформаторов напряжения на 10 кВ По условиям выбора трансформаторов напряжения 9.9 намечаем трансформатор напряжения НОЛ-СЭЩ-10У [13]:

10 кВ10 кВ;

;

Для выбора по вторичной нагрузке необходимо составить таблицу вторичной нагрузки трансформатора напряжения 10 кВ:

Таблица 9.5 — Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 10 кВ

ВА ВА Назначаем трансформатор напряжения НОЛ-СЭЩ-10У, т.к. подходит по условиям выбора. Трансформаторы напряжения НОЛ-СЭЩ-10У — заземляемые, предназначены для установки в комплектное распределительное устройство (КРУ) внутренней и наружной установки. Трансформаторы обеспечивают питание приборов учёта электроэнергии, контрольно-измерительной аппаратуры, релейных защит, и используются для измерения напряжения сети 10 кВ. Трансформатор выполнен в виде опорной конструкции. Корпус трансформатора выполнен из эпоксидного компаунда, который одновременно является главной изоляцией и обеспечивает защиту обмоток от механических и климатических воздействий. Расшифровка: Н — трансформатор напряжения; О — однофазный; Л — с литой изоляцией; СЭЩ — производства ТМ «Электрощит „Самара“»; 10 — класс напряжения, кВ; У — для работы в районах с умеренным климатом.

Список используемой литературы

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

2. Идельчик В. И. Электрические системы и сети. Учебник для вузов. — М.: Энергоатомиздат, 1989.

3. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35−750 кВ. 4-е издание, переработанное и дополненное — ВГПИ и НИИ «Энергосетьпроект» М

4. Типовые материалы для проектирования № 407−03.456.87. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств 6−750 кВ подстанций ВГПИ и НИИ «Энергосетьпроект» М.187

5. Правила устройств электроустановок. 6-е издание. — М. Энергоатомиздат. 1986

6. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М. Энергоиздат. 1986

7. Свирен С. Я., Электрические станции и подстанции и сети. Киев. 1962 И. И. Алиев. М. Б. Абрамов. Электрические аппараты. Справочник. ОАО «Радио Совт» 2004 г.

8. Афанасьев В. В., Н. М. Адоньев, Л. В. Жалалис., И. М. Сирота, Б. С. Стогний., Трансформаторы тока. Л. «Энергия». 1980 г.