Разработка оптимального варианта понизительной подстанции для электроснабжения промышленных и Целью дипломного проекта является разработка наиболее оптимального варианта понизительной подстанции для электроснабжения промышленных и гражданских потребителей городского района. Проект состоит из расчетно-пояснительной записки на 106 страницах машинописного текста, включая 10 иллюстраций и 30 таблиц, а также графической части на 8 листах формата А1. Библиография – 18 наименований. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ, ПОТРЕБИТЕЛИ, РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО, ПОДСТАНЦИЯ, РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА, ТРАНСФОРМАТОР, ВЫСОКОВОЛЬТНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, ОСВЕЩЕНИЕ. Объектом проектирования является понизительная подстанция для электроснабжения потребителей Кировского района города Саратова. Целью проектирования является выбор силовых трансформаторов, высоковольтных аппаратов, токоведущих частей и другого оборудования подстанции; расчет освещения, заземления и молниезащиты подстанции; разработка организационно-экономических вопросов. В результате проведенных расчетов принята типовая комплектная трансформаторная подстанция из блоков заводского изготовления типа КТПБ 110/10 – 5 – М – 2 х- 10000 – 59 У1 Выводы, сделанные при разработке темы для углубленной разработки (спецвопрос), могут быть использованы в проектной и эксплутационной практике. Содержание Введение 1.Краткая характеристика объекта проектирования 2. Обработка графиков нагрузок подстанции 3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов 3.1 Технико-экономический расчет по выбору мощности силовых трансформаторов проектируемой подстанции 4. Выбор главной схемы электрических соединений 5. Расчет токов короткого замыкания 6. Выбор основного оборудования и токоведущих частей 6.1 Выбор высоковольтных выключателей 6.2 Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей 6.3 Выбор ограничителей перенапряжения 6.4 Выбор предохранителей 6.5 Выбор заземлителей нейтралей 6.6 Выбор токоведущих частей 6.7 Выбор изоляторов 6.8 Выбор измерительных трансформаторв тока и напряжения 7.Выбор релейной защиты и автоматики 8. Измерение и учет электроэнергии 9. Выбор оперативного тока и источников питания 10. Собственные нужды подстанции 11. Регулирование напряжения на проектируемой подстанции 12.Выбор конструкции распредустройств, компоновка сооружений на площадке подстанции 13. Меры по предотвращению поломок опорно-стержневых изоляторов 35-220 кВ 14. Освещение подстанции 15. Молниезащита подстанции 16. Заземление подстанции 17. Безопасность проектируемой подстанции 110/10 кВ 18. Заключение 19.Список использованных источников Приложение Введение Рост объема промышленного, сельскохозяйственного производства, а также бытовых потребителей приводит к увеличению электрической нагрузки в распределительных и питающих сетях объединенной энергосистемы по сравнению с предыдущими годами. Это требует значительного обновления энергетических сетей, так как оборудование, находящееся в эксплуатации, в большинстве своем выработало свой ресурс, многое оборудование морально и физически устарело на фоне появления более современных электрических трансформаторных подстанций. Дипломный проект выполнен в соответствии с требованиями Правил устройства электроустановок, Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей, Инструкции по проектированию городских электрических сетей и других документов. В дипломном проекте использованы типовые решения по главным схемам электрических соединений, схемам релейных защит и устройств автоматикиаппаратов и технологий производства и передачи электроэнергии. 1. Краткая характеристика объекта проектирования По условиям подключения, выданных энергосистемой, питание проектируемой подстанции должно осуществляться двухцепной ВЛ-110кВ. Фрагмент схемы электроснабжения представлен на рисунке 1. Рисунок 1 – Фрагмент схемы электроснабжения. От подстанции получает питание часть Кировского района, имеющие в своём составе потребителей I, II и III категорий. Питание всех потребителей осуществляется по воздушным линиям 10 кВ по радиально-магистральной схеме. Генеральный план сетевого района представлен на листе КФБН 1004.01.366 ГП графической части дипломного проекта. 2. Обработка графиков нагрузок подстанции По суточным графикам нагрузки потребителей электрической энергии на напряжении 10 кВ строим суточный график нагрузки. Рисунок 2 - Суточный график нагрузки По суточному графику нагрузки (рисунок 2) строим годовой график нагрузки по продолжительности (рисунок 3). При построении примем, что на зимний период приходится 183 суток, а на летний – 182. Рисунок 3 - Годовой график нагрузки по продолжительности По годовому графику нагрузки по продолжительности (рисунок 3), рассчитаем технико-экономические показатели проектируемой подстанции. Энергия, потребляемая за год (1) где активная мощность i-той ступени графика нагрузки, МВт; продолжительность i-той ступени графика нагрузки, ч. = 84340 МВтч. Среднегодовая нагрузка: (2) где число часов в году, ч ( = 8760 ч). МВт Коэффициент заполнения годового графика нагрузки: (3) Где максимальная нагрузка, подключенная на данном напряжении, МВт. Энергия, потребляемая за сутки (по рисунку 2). Энергия, потребляемая за сутки ( ) определяется по формуле (1) отдельно для летнего и зимнего суточных графиков нагрузки. Для летнего периода МВтч. Для зимнего периода. МВтч Среднесуточная нагрузка: (4) Где число часов в сутках, ч ( = 24 ч). Для летнего периода. МВт. Для зимнего периода. МВт Коэффициент заполнения суточного графика нагрузки: (5) Для летнего периода. Для зимнего периода. Время использования максимума нагрузки: (6) ч. Время наибольших потерь: (7) ч. 3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов Так как от проектируемой подстанции получают питание потребители I и II категории надежности, то согласно ПУЭ [2] на ней должно быть установлено 2 силовых трансформатора. Технически приемлемая мощность трансформаторов: (8) где – коэффициент мощности нагрузки; – коэффициент участия потребителей I и II категории надежности в максимуме нагрузки; – коэффициент аварийной перегрузки. Определим коэффициент аварийной перегрузки для трансформаторов проектируемой подстанции. Согласно ПУЭ [2] в аварийных режимах трансформатор можно перегружать на 40% на время максимумов общей продолжительностью 6 часов в сутки в течение не более 5 суток. При этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформатора в условиях его перегрузки должен быть не более 0,75. Если хоть одно из этих условий не выполняется, то ПТЭ [3] разрешают перегрузку на 30% , в течение 120 минут. Примем коэффициент аварийной перегрузки , так как общая длительность максимума нагрузки составляет 5 часов, а коэффициент заполнения суточного графика нагрузки . МВА. По шкале стандартных значений мощностей трансформаторов ГОСТ 9680 –77, выбираем следующие варианты для технико-экономического сравнения: а) трансформаторы с номинальной мощностью б) трансформаторы с номинальной мощностью Исходя из напряжений, необходимых для питания потребителей, подключенных к подстанции, технико-экономическое сравнение производится для следующих типов трансформаторов: а) ТДН – 10000/110; б) ТДН – 16000/110. Параметры этих трансформаторов приняты по таблице 3.6 [4] и сведены в таблицу 1. Таблица 1 – Параметры силовых масляных трансформаторов, участвующих в технико-экономическом сравнении Тип U, кВ Потери, кВт Uк, % Iхх,% Масса, Т Цена, тыс.руб. Рхх Рк полная масла ТДН– 10000/110 110/10 18,0 60,0 10,5 0,9 42,0 14,5 1400 ТДН– 16000/110 110/10 26,0 85,0 10,5 0,85 54,5 19,7 1680 В таблице 1 использованы следующие обозначения: U – номинальное напряжение обмоток трансформатора, кВ; – потери короткого замыкания трансформатора, кВт; – потери холостого хода трансформатора, кВт; Uк – напряжение короткого замыкания , %; ток холостого хода трансформатора, % 3.1 Технико-экономический расчет по выбору мощности силовых трансформаторов проектируемой подстанции Интегральные показатели экономической эффективности и их использование. При оценке экономической эффективности необходимо обязательно рассмотрение двух и более вариантов технических решений, обеспечивающих достижение одной цели. Сравнение различных вариантов схем электроснабжения проектируемого объекта и их напряжений, числа и мощности трансформаторов на ГПП и цеховых ТП, сечений проводников ЛЭП и выбор лучшего из них рекомендуется производить с использованием интегральных показателей относительной экономической эффективности. При сравнении различных проектов (вариантов проекта) они должны быть приведены к сопоставимому виду. К числу интегральных показателей экономической эффективности относятся [3]. -интегральный эффект или чистый дисконтированный доход (ЧДД); -индекс доходности (ИД); -внутренняя норма доходности. Интегральный эффект (Эинт) определяется как сумма текущих (годовых) эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами). Величина Эинт (чистого дисконтированного дохода) вычисляется по формуле: , (9) где Rt – результат (доходы), достигаемые на t-ом шаге расчета; Зt – затраты (без капитальных), осуществляемые на t-ом шаге расчета; Т– продолжительность расчетного периода или горизонт расчета (принимается по согласованию с руководителем проекта); ,(10) – коэффициент дисконтирования; Е – норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал (принимается по рекомендации консультанта); t – номер шага расчета, как правило, по годам, начиная с момента начала осуществления проекта; Величина дисконтированных капиталовложений : , (11) – сумма дисконтированных капиталовложений; – капиталовложения на t-ом шаге. Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений ,(12) Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта Евн, при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям. Иными словами Евн (ВНД) является решением уравнения:\ ,(13) Если расчет интегрального эффекта (ЧДД) проекта дает ответ на вопрос, является он эффективным или нет при заданной норме дисконта Е, то ВНД проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. В случае когда ВНД равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, капиталовложение в данный проект оправдано. Срок окупаемости – минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект (ЧДД) становится неотрицательным. Иными словами это – период (измеряемый в годах или месяцах), после которого первоначальные вложения и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления. Срок окупаемости находится графически, после определения интегральных эффектов. Показатели финансовой эффективности. После определения интегральных показателей экономической эффективности проекта необходимо оценить финансовое состояние предлагаемого проекта (вариантов проекта). В качестве критериев финансовой оценки используются: рентабельность производства, рентабельность продукции, коэффициент ликвидности. Рентабельность производства определяется: , (14) где – валовая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности за расчетный период Т, (т.руб./год); – среднегодовая стоимость производственных фондов (т.руб.). Рентабельность продукции определяется: , (15) где – чистая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности за расчетный период Т (т.руб./год); – суммарная выручка от реализации (т.руб./год). В дополнение к стоимостным показателям в оценке эффективности проекта следует использовать натуральные, в том числе, производительность труда, удельные расходы и потери энергии, трудоемкость обслуживания системы электроснабжения, надежность электроснабжения. Полученные значения экономической и финансовой эффективности, для сравниваемых вариантов, сводятся в таблицы 2 и 3. Исходные данные: При определении капиталовложений были использованы справочные материалы для курсового и дипломного проектирования [7] с учетом коэффициента удорожания Куд =35. 1) 2·ТДН– 10000/110 ΔW1 = 1393 тыс.кВт ч/год; 2·ТДН– 16000/110 ΔW2 = 1888 тыс.кВт ч/год 2) К1 =2800 тыс.руб. К2 =3360 тыс.руб. Норма доходности рубля принимается согласно среднего процента по банковским кредитам (Е=10%). При определении затрат на обслуживание энергообъекта принимается норма на обслуживание р0 =6% от капиталовложений Примем продолжительность строительной стадии – 3 года, причём с начала третьего года подстанция будет введена в работу, распределим капиталовложения по первому, второму и третьему году строительства- 20%, 40% и 40% соответственно. Примем продолжительность расчётного периода (горизонт расчёта) равным 13 годам (2006-2018гг), тариф на электроэнергию, коэффициент дисконтирования задаётся руководителем экономической частью проекта, время использования максимума нагрузки составляет 5622ч, кол-во электроэнергии передаваемой за год 84340МВт·ч. Ожидаемые технико-экономические показатели СЭС представлены на листе КФБН 1004.08.366 Д1 графической части дипломного пректа. Ожидаемые технико-экономические показатели системы электроснабжения (вариант №1) Показатели Ед.изм. Величина показателя 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 выручка от реализации т.р. 58440,4 63310,5 68180,5 69803,8 71427,8 73050,5 74673,8 77920,5 82791 87660,6 кап. вложения т.р. 560 1400 840 уд. себестоимость передачи и распред.эл.эн. р/кВтч 0,16 0,178 0,192 0,197 0,201 0,206 0,210 0,22 0,233 0,247 затраты на потери эл.эн. т.р. 1249,1 1353,2 1457,3 1491,9 1526,6 1561,3 1596 1665,4 1769,5 1873,6 отчисление на экспл. обслуживание т.р. 168 168 168 168 168 168 168 168 168 168 налоги и сборы т.р. 34213,8 37073,6 39933,1 40886,3 41839,9 42792,7 43745,9 45652,3 48512,1 51371,4 чистый доход (без дисконт-я) т.р. -560 -1400 -840 22810,3 24715,7 26622,1 27257,6 27893,3 28528,5 29164,1 30434,8 32341,4 34547,6 коэфф-т дисконт-я о.е. 1,331 1,21 1,1 1 0,91 0,83 0,75 0,68 0,62 0,56 0,51 0,47 0,42 ЧДД т.р. -745,4 -1694 -924 22810,3 22491,3 22096,3 20443,2 18967,4 17687,67 16331,9 15521,7 15200,5 14509,7 ЧДД нарастающим итогом т.р. -745,4 -2439,4 -3363,4 19446,9 41938,2 64034,5 84477,7 103445,1 121132,7 137464,5 152986,2 168186,6 181996,2 рентабельность продукции % 39,03 35,53 39,05 39,05 39,05 39,05 39,06 39,05 39,09 39,05 валовая прибыль т.р. 57023,3 61789,3 66555,2 68143,9 69733,2 71321,2 72910 76087,1 80853,5 85619 тариф р/кВтч 0,7 0,75 0,825 0,9 0,975 1,05 1,075 1,1 1,125 1,15 1,2 1,275 1,35 Таблица 3 Ожидаемые технико-экономические показатели системы электроснабжения (вариант №2) Показатели Ед.изм. Величина показателя 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 выручка от реализации т.р. 58440,4 63310,5 68180,5 69803,8 71427,8 73050,5 74673,8 77920,5 82791 87660,6 кап.вложения т.р. 672 1680 1008 уд. себестоимость передачи и распред.эл.эн. р/кВтч 0,165 0,18 0,193 0,198 0,202 0,206 0,211 0,221 0,241 0,246 затраты на потери эл.эн. т.р. 1773,2 1921 2068,7 2118 2167,2 2216,5 2265,7 2364,2 2512 2659,8 отчисление на экспл. обслуживание т.р. 201,6 201,6 201,6 201,6 201,6 201,6 201,6 201,6 201,6 201,6 налоги и сборы т.р. 33879,4 36712,4 39546,1 40491 41435,4 42379,4 43324,7 45212,7 48046,8 50880,4 чистый доход (без дисконт-я) т.р. -672 -1680 -1008 22585,6 24475 26364,1 26993,5 27623,6 28252,9 28883,1 30151,9 32131,2 33930,6 коэфф-т дисконт-я о.е. 1,331 1,21 1,1 1 0,91 0,83 0,75 0,68 0,62 0,56 0,51 0,47 0,42 ЧДД т.р. -894,4 -2032,8 -1108,8 22585,6 22027,5 21882,2 20245,1 18784 17516 16199,8 15472 15094,7 14446,5 ЧДД нарастающим итогом т.р. -894,4 -2927,2 -4036 14728 36755,5 58637,7 78883,6 97673,6 11512,2 131392 146964 159058,7 172696,3 рентабельность продукции % 38,65 38,65 38,71 39,01 38,99 38,67 39,01 39,06 38,84 валовая прибыль т.р. 56465,6 61187,4 65910,2 67484,2 69059 70632,4 72207,8 75354,5 80078 84800,6 тариф р/кВтч 0,7 0,75 0,825 0,9 0,975 1,05 1,075 1,1 1,125 1,15 1,2 1,275 1,35 По данным таблиц графически определим сроки окупаемости проектов. Для этого необходимо построить графики в координатах: ось Х-годы, ось Y-ЧДД. Рисунок 4-Определение срока окупаемости. По данным таблицы 2, таблицы 3, рисунку 4 составляем таблицу 4. Таблица 4 технико-экономическое обоснование вариантов электроснабжения показатели ед.изм. вариант1 вариант2 напряжение кВ 110/10 110/10 мощность МВА 10 16 число часов использования максимума нагрузки ч/год 5622 5622 Рентабельность продукции % 29,37 28,89 Интегральный эффект т.р. 181996,2 172696,3 срок окупаемости лет 2,7 2,8 На основании анализа экономической эффективности можно сделать вывод, что по сроку окупаемости варианты равнозначны. Определяющим критерием является ЧДД. Поэтому предлагаю к реализации вариант 1 СЭС (2xТДН-10000/10). Проверка трансформаторов на допустимые систематические нагрузки Для проверки на допустимые систематические перегрузки используем зимний суточный график нагрузки в соответствии с ГОСТ 14209 – 85. Эквивалентная нагрузка подстанции: (16) где мощность i-ой ступени графика нагрузки, МВт (для все ступени, для которых , для все остальные ступени); продолжительность i-ой ступени графика нагрузки, ч. МВА Коэффициент эквивалентной нагрузки: (17) Время максимума графика нагрузки составляет 5 часов. Эквивалентная температура охлаждающей среды по таблице 1.37 [4] для Саратовской области . По нормам максимально допустимых систематических перегрузок трансформаторов (таблица 1.36 [4]) трансформаторы с системой охлаждения Д при коэффициенте предварительной загрузки можно перегружать до в течении 6 часов при температуре охлаждающей среды То есть выбранные трансформаторы проходят по максимально допустимым систематическим перегрузкам, так как (1,46 > 0,59). Так как длительность максимума графика нагрузки не превышает 6 часов, то при дальнейших расчетах будем ориентироваться на 4. Выбор главной схемы электрических соединений Наибольший рабочий ток на стороне 110 кВ проектируемой подстанции: (18) где номинальное напряжение сети, кВ. кА. Такое значение позволяет использовать в РУ – 110 кВ упрощенную схему с отделителями и короткозамыкателями, так как у отделителей, используемых на напряжении 110 кВ, длительно допустимый ток А. Для увеличения гибкости схемы и ее надежности, добавим на стороне 110 кВ мостик с выключателем. Схема с выключателем в перемычке обеспечивает при повреждении на линии и отключении одного трансформатора возможность подключить его ко второй линии. Выключатель в перемычке в нормальном режиме работы подстанции должен быть включен, чтобы при коротком замыкании (КЗ), была возможность быстрого отключения поврежденного участка схемы и восстановления с помощью АВР питания потребителей подстанции. Ремонтная перемычка из разъединителей позволяет выводить в ремонт выключатель, без нарушения режима питания. Однолинейная главная схема электрических соединений подстанции представлена на листе КФБН 1004.02.366 Э3 графической части дипломного проекта. План подстанции представлен на листе КФБН 1004.03.366 Э2 графической части дипломного проекта. Разрез по ячейки РУВН и схема заполнения РУНН представлена на листе КФБН 1004.04.366 Э2 графической части дипломного проекта. Рисунок 5- Главная схема электрических соединений 5. Расчет токов короткого замыкания При расчете токов КЗ принимаем следующие допущения: - среднее погонное сопротивление линий Ом/км; - один трансформатор проектируемой подстанции выведен в ремонт, вся нагрузка подстанции подключена ко второму трансформатору. Расчетные виды КЗ: - трехфазное КЗ (максимальный ток); - двухфазное КЗ (минимальный ток); - однофазное КЗ (максимальный ток). Расчетные точки: - на стороне 110 кВ подстанции (К1); - на сборных шинах 10 кВ подстанции (К2); - в конце самой длинной отходящей линии 10 кВ (К3). Расчет токов трехфазного КЗ Составим схему замещения сетевого района с учетом принятых допущений Рисунок 6 – Схема замещения сетевого района. Рассчитаем параметры схемы замещения в именованных единицах с точным приведением. Все параметры приводим к напряжению 110 кВ. Сопротивление системы: (19) Где напряжение системы, кВ; мощность КЗ на шинах системы, МВА. Ом. Сопротивление линии 110 кВ по условию- 20 Ом Х1 = 20 Ом Хл = (20) Сопротивление обмоток трансформатора: Находим сопротивление трансформатора Хтр = (21) где Uк% - напряжение короткого замыкания трансформатора. Sном – номинальная мощность трансформатора. Х2 = = 1,05 Ом. Сопротивление нагрузки подстанции: (22) Где сверхпереходное сопротивление нагрузки, о.е. ( [7]); среднее напряжение нагрузки, кВ; коэффициент трансформации трансформаторов подстанции, о.е.; максимальная нагрузка подстанции, МВт. Хн Ом. ЭДС нагрузки: (23) кВ. где сверхпереходная ЭДС нагрузки, о.е. ( [7]). ЭДС системы: (24) кВ. Расчет токов на стороне 110 кВ проектируемой подстанции Пусть КЗ произошло в точке К1. Периодическая составляющая тока в начальный момент времени: (25) где ЭДС i-ой активной ветви, кВ; сопротивление i-ой активной ветви, Ом. кА. Ударный ток: (26) где ударный коэффициент (можно принять [7]). кА. Расчет токов на шинах 10 кВ проектируемой подстанции Пусть КЗ произошло в точке К2. Периодическая составляющая тока в начальный момент времени по (25): кА. Ударный ток по (26): кА. Сведем все полученные значения токов КЗ в таблицу 5. Таблица 5 – Значения токов КЗ на проектируемой подстанции Расчетная точка кА кА К1 3,17 8,07 К2 7,39 18,81 Ограничения токов КЗ не требуется, так как выпускаемые промышленностью коммутационные аппараты способны отключить все токи КЗ, имеющие место на проектируемой подстанции. 6. Выбор основного оборудования и токоведущих частей 6.1 Выбор высоковольтных выключателей. Для установки на стороне 10 кВ выбираем вакуумные выключатели серии ВБЭК – 10, ориентируясь на установку на стороне 10 кВ комплектного распределительного устройства наружной установки (КРУН) серии К – 59. Секционные выключатели принимаем такими же, как и вводные на соответствующем напряжении. Произведем выбор и проверку для вводных выключателей на стороне 10 кВ (Q2,Q3). Считаем, что один трансформатор выведен в ремонт и вся нагрузка подключена ко второму. Наибольший рабочий ток: (27) где коэффициент, показывающий какая часть мощности, поступающей на подстанцию, протекает через данный выключатель. Для вводных выключателей: (28) где максимальная нагрузка, МВт. Для линейных выключателей: (29) где нагрузка одной линии, МВт. кА. кА Выбираю вакуумные выключатели BB/TEL –10– 20/1000 У3, для линий- BB/TEL –10 –20/630 У3. Проверка на отключение симметричного тока КЗ: (30) где номинальный ток отключения выключателя, кА (для выбранных выключателей кА); периодическая составляющая тока КЗ на момент начала расхождения контактов, кА. (31) Где собственное время отключения выключателя, с. с. Для упрощения расчетов принимаем , так как если выключатель сможет отключить ток , который больше тока , то он сможет отключить и ток . Это условие выполняется, так как 20 кА > 7,39 кА. Проверка на отключение асимметричного тока КЗ: (32) Где нормированное содержание апериодической составляющей, о.е. (для выбранных выключателей ); постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с (для напряжения 10 кВ и с, для напряжения 35 и 110 кВ и с [8]). и . Это условие выполняется, так как 28 кА > 12,462 кА. Проверка включающей способности: (33) Где наибольший пик номинального тока включения выключателя, кА (для выбранных выключателей кА). Это условие выполняется, так как 52 кА > 18,81 кА. Проверка электродинамической стойкости: (34) Где действующее значение предельного сквозного тока, кА (для выбранных выключателей кА). Это условие выполняется, так как 20 кА > 7,39 кА. Проверка термической стойкости: (35) Где ток термической стойкости, кА (для выбранных выключателей кА); допустимое время действия тока термической стойкости, с (для выбранных выключателей с); тепловой импульс, кА2 с. (36) Где расчетное время отключения КЗ, с (примем с, исходя из времени срабатывания резервной защиты). кА2 с; кА2 с. Это условие выполняется, так как 1200 кА2 с > 56,657 кА2 с. Все условия проверки выполняются, поэтому выбранные выключатели могут быть установлены в РУ – 10 кВ проектируемой подстанции. Остальные выключатели выбираются и проверяются аналогично. Результаты выбора и проверки сведены в таблицу 6. 6.2 Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей Выбор разъединителей и отделителей производим по номинальному напряжению и по наибольшему рабочему току , который определяется по (27). Короткозамыкатели выбираются по номинальному напряжению. Все вышеперечисленные аппараты проверяются на динамическую (по (34)) и термическую (по (35)) стойкость к токам КЗ. Все аппараты наружной установки. Результаты выбора разъединителей представлены в таблице 7, отделителей в таблице 8, короткозамыкателей в таблице 9. На разъединителях установлен привод ПРН – 110У1. Номинальные данные по разъединителям приняты по таблице 5.5 [4]. На отделителях установлен привод ПРО – 1У1. Номинальные данные по отделителям приняты по таблице 5.6 [4].На короткозамыкателях установлен привод ПРК – 1У1. Номинальные данные по короткозамыкателям приняты по таблице 5.6 [4]. Таблица 6 – Результаты выбора и проверки высоковольтных выключателей Выклю- чатель Расчетные данные Номинальные данные выключателей кВ А кА кА кА2 с Тип выключателя кВ А кА о.е. кА кА кА2 с Q1 110 74 3,17 8,07 20,5 МКП-110Б- 630-20 У1 110 630 20 0 52 20 1200 Q2,Q3, QB1 10 809 7,39 18,81 56,6 BB/TEL-10-20/ 1000 У3 10 1600 20 0,4 52 20 1200 Q4, Q11 102 BB/TEL-10-20/ 630 У3 630 Таблица 7 – Результаты выбора и проверки разъединителей Разъеди- нитель Расчетные данные Номинальные данные разъединителей кВ А кА кА2 с Тип разъединителя кВ А кА кА2 с QS1,QS2, QS3,QS4, QS5,QS6 110 74 3,17 20,55 РНДЗ – 2 – 110/1000У1 РНДЗ – 1б – 110/1000У1 110 1000 31,5 3969 Таблица 8 – Результаты выбора и проверки отделителей Отдели-тель Расчетные данные Номинальные данные отделителей кВ А кА кА2 с Тип отделителя кВ А кА кА2 с QR1, QR2 110 74 3,17 20,55 ОДЗ-1-110/ 630УХ Л1 110 630 31,5 2976,75 Таблица 9 – Результаты выбора и проверки короткозамыкателей Короткозамыкатель Расчетные данные Номинальные данные короткозамыкателей кВ кА кА2 с Тип короткозамыкателя кВ кА кА2 с QN1,QN2 110 3,17 20,55 КЗ – 110Б – У1 110 12,5 468,75 6.3 Выбор ограничителей перенапряжения Для защиты от атмосферных перенапряжений изоляции оборудования переменного тока промышленной частоты в сетях с любой системой заземления используются ограничители перенапряжений (ОПН). Разрядники, используемые на проектируемой подстанции, представлены в таблице 10 Таблица 10 – Ограничители перенапряжений, используемые на подстанции Тип Место установки Напряжение, кВ Действующее значение Наибольшее амплитудное значение Номи-нальное Наиболь- шее до- пустимое Номиналь-ный разрядный ток, кА Остающееся при импульсном токе с амплитудой, кА 0,5 5 10 ОПН-РС 10/12,5 На стороне 10 кВ 10 12,7 5 4,7 40 42 ОПН-9-110/73 На стороне 110кВ 110 73 10 185 218 233 6.4 Выбор предохранителей Для защиты трансформаторов напряжения, установленных на сборных шинах 10 кВ, от токов внутренних КЗ используются плавкие предохранители ПКН001 – 10У3. Для защиты всех трансформаторов напряжения от токов КЗ в цепи измерительных приборов используются плавкие предохранители ПН2. Все предохранители поставляются в комплекте с трансформаторами напряжения. 6.5 Выбор заземлителей нейтралей Для заземления нейтралей силовых трансформаторов выбираем заземлители типа ЗОН – 110М – IУ1 (по таблице 5.6 [4]). Заземлители устанавливаются параллельно с вентильными разрядниками. На заземлителях установлен привод ПРН – 11У1. 6.6 Выбор токоведущих частей На проектируемой подстанции принимаем в открытой части жесткую ошиновку алюминиевыми шинами из сплава АД31. Соединение трансформаторов с жесткими шинами ОРУ, а также с КРУН выполняется сталеалюминевыми проводами марки АС. В КРУН применяется жесткая ошиновка. Выбор жестких шин. Выбор всех жестких шин, кроме сборных шин, осуществляется по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение шин: (37) Где рабочий ток, А; экономическая плотность тока, А/мм2 ( А/мм2 по таблице 1.3.36 [2]). (38) Произведем расчет для вводных шин в РУ – 10 кВ проектируемой подстанции. кА; мм2 . По сортаменту плоских шин (таблица 7.3 [4]) выбираем плоские однополосные шины (с установкой "плашмя") сечением мм2 (640 мм2 ). Проверка на максимальный длительный ток нагрузки: (39) Где допустимый ток нагрузки, А (для шин выбранного сечения А по таблице 7.3 [4]). Для вводных шин А (по таблице 6), поэтому это условие выполняется, так как 809 А < 1214 А. Проверка на термическую стойкость к токам КЗ: (40) Где минимально допустимое по нагреву токами КЗ сечение шины, мм2 . (41) Где температурный коэффициент, Ас1/2 /мм2 (для алюминиевых шин Ас1/2 /мм2 по таблице 1.15 [4]). Для вводных шин кА2 с (по таблице 6), тогда мм2 . Это условие выполняется, так как 103,5 мм2 < 640 мм2 . Проверка на электродинамическую стойкость к токам КЗ: (42) Где допустимое механическое напряжение в шинах, МПа (для алюминиевых шин, выполненных из сплава АД31 МПа по таблице 4.2 [1]); расчетное механическое напряжение в шинах, МПа. (43) Где изгибающий момент, Н×м; момент сопротивления, м3 . (44) Где изгибающая сила, прикладываемая к единице длины, Н/м; расстояние между изоляторами, м (для КРУН м [1]). (45) Где расстояние между осями фаз, м (для КРУН м [1]); коэффициент формы ( , так как расстояние между фазами меньше периметра сечения шины [1]).