2.6 Расчетные условия и выбор токоведущих частей электрических соединений подстанции

Гибкие токопроводы применяются для соединения электрических аппаратов в РУ. В РУ 35кВ и выше она выполняется неизолированными проводами марки АС. Для соединения генератора и трансформатора с РУ 6-10кВ гибкий токопровод выполняется пучком проводов. Два провода из пучка сталеалюминевые, они несут в основном механическую нагрузку от собственного веса, гололеда и ветра. Остальные провода алюминиевые и являются только токоведущими, их сечение рекомендуется выбирать большими, так как это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.

Расчет гибкого токопровода заключается в определении числа и сечения проводников.

Выбор гибкого токопровода на напряжение 35кВ.

Выбираем сечение по экономической плотности тока:

(30)

Где: экономическая плотность тока [5], в зависимости от характеристики и часов использования максимума нагрузки, принимаем равным 1 А/мм2.

Сечение должно быть не менее чем:

Принимаем по [1] сталеалюминевый провод АС-95/16 с радиусом 0,675см, Iдоп=330А;

Проверяем по допустимому току:

Iдоп  Iутяж

330>230,9 (там же где и ток нормальный 2.4 начало)

Проверяем на термическую устойчивость:

Fmin = (30)

где C – коэффициент выделения тепла, соответствующий разности тепла после и до короткого замыкания, принимается по [5] в зависимости от материала проводника и конструкции, принимаем равным 91.

(бк берем из 2.4)

По формуле (30) определяем минимальное сечение: (мб 4 нуля нуджно)

мм2

Провод термически устойчив:

95мм2>5,12мм2

Принимаем к установке гибкий токопровод АС- 120.

Проверяем провода на коронирование:

(32)

Где: напряженность электрического поля у проводника;

максимальное значение начальной критической напряженности.

(33)

Где: U – линейное напряжение, кВ;

радиус провода, см;

– среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

	(34)
		(35)

Где: D – расстояние между соседними должно быть не менее 100cм, т.к U = 35 кВ.

(36)

Где: m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для однопроволочных проводов m=1).

По формуле (34) находим радиус провода:

По формуле (35) находим среднее геометрическое расстояние между проводами фаз:

По формуле (33) находим напряженность электрического поля у проводника:

По формуле (36) находим максимальное значение начальной критической напряженности:

Проверяем провода на коронирование:

1,07*26,11 < 0,9*41,3

27,9 < 37,17

Таким образом, провод АС-120 по условия короны проходит.

Выбор гибкого токопровода для напряжения 6 кВ.

По формуле (30) рассчитываем сечение токопровода. j = 1А/мм², т.к. T_max > 6600ч:

Принимаем два сталеалюминевых провода АС 300/39 с I_доп = 710 А и диаметром 24мм.

Проверяем на термическую устойчивость.

По формуле (??) определяем минимальное сечение:

Провод термически устойчив:

Проверяем гибкий токопровод по допустимому рабочему току.

1347 < 710*2

1347 А < 1420 А

Выбор жестких сборных шин на напряжение 6кВ.

Принимаем по [1] жесткую однополосную алюминиевую шину для комплектного РУ, принимаем марку шины АД31Т с допустимым механическим напряжением G_доп = 90 Мпа.

Сечение шины принимаем в соответствии с условием (35):

1347 А < 1480 А

Принимаем сечение шины 80×10 и I_доп =1480А. Проверяем её по термической стойкости:

800 мм² > 14,94 мм²

Шина термически устойчива.

Проверяем шину на динамическую устойчиваость. Для этого определяем наибольшее удельное усилие при трехфазном К.З. по формуле, Н/М:

Проверяем шину на динамическую устойчивость. Для этого определяем наибольшее удельное усилие при трехфазном коротком замыкании по формуле, Н/м:

(36)

где Кф — коэффициент формы шин, принимается в зависимости от соотношения размеров шины, Кф =1

а — расстояние между шинами, а=200 мм=0,2м, [1]

Момент сопротивления при расположении шины плашмя, м3:

(38)

где b — ширина шины, м

h — высота шины, м

Момент инерции поперечного сечения шины, см4

(39)

J = см4,

Изгибающий момент определяется по формуле:

(40)

где L – принятая к расчету длина пролета, определяемая по формуле:

L = (41)

L = м

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента, МПа:

(42)

Шины механически прочны, если:

σрасч≤ σдоп

1,5 МПа<90 МПа

Выбранная шина удовлетворяет всем условиям.

Выбор изоляторов

В РУ шины устанавливаются на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины устанавливаются на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:

1. по номинальному напряжению:

2. по допустимой нагрузке:

где Fрасч – сила действующая на изолятор;

Fдоп – допустимая нагрузка на головку изолятора, Н

(43)

где Fразр – разрушающая нагрузка на изгиб, кг*с

Сила, действующая на изолятор, определяется по формуле:

Fрасч= (44)

где Кn – поправочный коэффициент на высоту шины, если шина расположена плашмя, Кn=1.

Выбираем по [6] опорный изолятор ИОР-6-3,75. Данные сводим в таблицу№9.

Таблица №9 Номинальные данные

Тип изолятора	Uн, кВ	Fизг, кН	Высота, мм	Масса,кг
ИОР-6-3,75	6	3,75	100	1,1

Определяем допустимую нагрузку на головку изолятора по формуле (43):

Н

Находим силу, действующую на изолятор по формуле (44):

Fрасч = Н

243,3Н < 2250Н

Изолятор удовлетворяет условиям, поэтому принимает к установке опорный изолятор ИОР-6-3,75.

Проходной изолятор выбирается по тем же условиям что и опорный, а также по максимальному рабочему току:

Сила, действующая на изолятор, определяется по формуле:

Fрасч= (45)

Выбираем по [6] проходной изолятор ИПУ-10/1600-12,5. Данные сводим в таблицу № 10.

Таблица № 10 Номинальные данные

Тип изолятора	Uн, кВ	Pизг, кН
ИПУ-10/1600- УХЛ2	10	12,5

Находим силу, действующую на изолятор по формуле (45):

Fрасч = Н

Определяем допустимую нагрузку на головку изолятора:

Н

Сводим в таблицу №11 расчетные и номинальные данные изолятора.

Таблица №11 Данные проходного изолятора

Uуст, кВ 6	Uн, кВ 10
Fрасч, Н 33,6	Fдоп, Н 12500
Iутяж, А 1347,44	Iн, А 1600

Изолятор удовлетворяет условиям, поэтому принимает к установке проходной изолятор ИПУ-10/1600-12,5.

Выбор кабелей:

Кабели выбирают по:

1по напряжению установки

2. по конструкции

3. по экономической плотности тока Fэк

где Jэк = 1,6А\мм2 [1 ]

4. по допустимому току

Iутяж≤ Iдоп

где Iдоп -длительно допустимый ток, А, с учетом поправки на число рядом проложенных в земле кабелей К1 (принимается равным 1) и на температуру окружающей среды К2 (принимается равным 1), с учетом коэффициента перегрузки в послеаварийном режиме Кав (принимается равным 1,23)

(46)

5. по термической стойкости

Fmin F cт

Производим выбор кабеля:

Выбираем для всех отходящих линий кабель с алюминиевыми жилами с изоляцией из сшитого полиэтилена.

Проверяем по напряжению:

10кВ>6кВ

Производим расчет сечения кабеля :

мм2

Выбираем по [6] кабель трёхжильный алюминиевый с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение U=10кВ, сечением F=120мм2, Iдоп.ном=271 А для прокладки в земле типа АПвП. Проверяем по допустимому току (46):

Iдоп =271*1*1*1,23=333,33А

221 А<333,33А

По формуле (30) определяем минимальное сечение:

Fmin = мм2

По термической стойкости:

20,9мм2<120мм2

Выбранный кабель удовлетворяет всем условиям.

2.7 Выбор типов релейной защиты

Выбор типов релейной защиты осуществляется в соответствие с ТКП.

Должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов:

Для трансформаторов собственных нужд:

От многофазных замыканий в обмотках и на выводах - продольная дифференциальная токовая защита трансформатора без выдержки времени.

От токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ – максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него.

От токов в обмотках, обусловленных перегрузкой – максимальная токовая защита от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.

От замыканий внутри бака и понижения уровня масла – газовая защита с действием на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

Для трансформаторов:

Многофазных замыканий в обмотках и на выводах – продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени.

Однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью.

Витковых замыканий в обмотках – газовая защита с действием на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

Токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ – максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него.

Токов в обмотках, обусловленных перегрузкой – максимальная токовая защита от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.

Для сборных шин 6 кВ:

Для секционированных шин 6-10 кВ подстанций предусмотрено двухступенчатая неполная дифференциальная защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки по току и напряжению, а вторая – в виде максимальной токовой защиты. Защита должна действовать на отключение питающих элементов и трансформатора собственных нужд.

2.8 Выбор измерительных трансформаторов

Трансформаторы тока выбирают по следующим данным:

1. По напряжению;

2. По длительному току;

3. По классу точности: 0,5; 1;

4. По электродинамической стойкости;

5. По термической стойкости;

6. По вторичной нагрузке:

(47)

где rк – сопротивление переходных процессов равное:

0,05Ом – если подключено ко второй обмотке 2-3 прибора

0,1Ом – более 3 приборов

rпр – сопротивление приборов, принимаем по справочным материалам, или по формуле:

(48)

rпров – сопротивление проводов. Для того чтобы выбрать сопротивление проводов требуется рассчитать сечение провода:

(49)

Рассчитываем сечение по формуле:

F = (50)

где Lрасч–расчётная длинна, принимаемая в зависимости от действительной длинны и от схемы соединения измерительных трансформаторов тока.

При соединении в неполную звезду:

Lрасч = L (51)

При соединении в полную звезду:

Lрасч = L (52)

Действительное сопротивление провода рассчитываем по формуле:

rпров = , (53)

Выбираем трансформатор тока на первичном напряжении подстанции.

Принимаем к установке встроенный трансформатор тока ТВ-110, [4]. Данные сводим в таблицу № 14

Таблица №14 Номинальные данные трансформатора тока

Тип	Uн1, кВ	Iн1, А	It, кА	tt, с	Класс точности
TB 35-II	35	300	25	3	1

Проверяем термическую стойкость по формуле (25)

кА2с

кА2с

31,25>0,217

Выбираем трансформаторы тока на вторичном напряжении подстанции. Шкафы КРУ серии РУ ЕС 01-10-20/1600 комплектуются измерительными трансформаторами тока типа Т0Л-10- IМ 2, [4].

Выбираем трансформатор тока для вводного шкафа. Согласно требуемым значениям принимаем трансформатор тока ТОЛ-10-IМ 2. Технические характеристики сводим в таблицу № 15

Таблица №15. Номинальные данные трансформатора тока.

Тип	Uн1, кВ	Iн1, А	It	iд, кА	tt, с	Класс точности
ТОЛ-10-IМ 2	10	2000	40	102	1	0,2

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуемся каталожными данными приборов, представленных в таблице №3. Определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока. Данные сводим в таблицу №16.

Таблица №16 Вторичная нагрузка трансформатора тока в вводном шкафу

Прибор	Фаза
	A	B	C
Амперметр ЩП-120	3	3	3
Счетчики активной энергии Меркурий 230 АRT.	1		1
Счетчики реактивной энергии Меркурий 230 АRT.	1		1
Регистрирующий амперметр Н-344	10	10	10
Итого	15	13	15

Проверяем по вторичной нагрузке:

Определяем номинальную мощность всех приборов

Sном =15ВА

Определяем общее сопротивление приборов по формуле (48):

Ом

rк =0,1 т.к. количество приборов больше 3 шт.

r2н =1,2Ом

Определяем сопротивление проводов по формуле (49):

Ом

Выбираем сечение F

Lрасч =5м для линии 6 кВ

Lрасч = 5 = 9м

ρ для алюминия равно 0,0283

Определяем сечение провода по формуле (50):

F = мм2

По справочным материалам выбираем ближайшее, стандартное сечение

Fст =2,5мм2

Производим проверку по формуле (53)

rпров = Ом

Производим проверку:

1,2 >0,8

Выбор трансформаторов для секционного шкафа и линейного шкафа аналогичен. Данные о выборе и проверке трансформаторов тока сведены в таблицу №17

Таблица №17 Данные о выборе и проверке трансформаторов тока

Расчётные данные	Данные трансформаторов тока
	В вводном шкафу ТОЛ-10-IМ 2	В линейном шкафу ТОЛ-10-IМ 2	В секционном шкафу ТОЛ-10-IМ 2
Uуст=6кВ	Uном=10 кВ	Uном=10 кВ	Uном=10 кВ
В вводном шкафу Iном.расч.= 577,3 Iутяж.=1347 А (2.5 начало)	Iном=2000А Iном=2000А
В линейном шкафу Iутеж.=192,45А (ток расчетный 221)		Iном=200 А
В секционном шкафу Iутеж.=943А (0.8* ток)			Iном=1000 А
iу=9,77кА	iд=102 кА	iд=102 кА	iд=102 кА
=17,6кА2с (2.5)	96кА2с	96кА2с	96кА2с
В вводном шкафу r2=1,19 Ом	rном=1,2 Ом
В линейном шкафу r2=1,09 Ом		rном=1,2 Ом
В секционном шкафу r2=0,9 Ом			rном=1,2 Ом

Данный тип трансформатора полностью удовлетворяет условиям выбора.

Измерительный трансформатор напряжения выбираем по условиям (15), (50) и классу точности.

Принимаем по [6] трансформатор напряжения НАМИ-10-95. Технические характеристики сводим в таблицу № 18

Таблица №18. Номинальные данные измерительного трансформатора напряжения.

Тип	Uн1, кВ	Uн2, В	Sном2, ВА
НАМИ-10-2 УХЛ2	10	100	200

Для проверки измерительного трансформатора напряжения по вторичной нагрузке, пользуемся каталожными данными приборов, представленных в таблице №1. Определяем суммарную нагрузку. Данные сводим в таблицу №19.

Таблица №19 Вторичная нагрузка измерительного трансформатора напряжения

Прибор	Мощность одной обмотки, ВА	Число обмоток	cosφ	sinφ	Число приборов	Общая потребляемая мощность
						Р, Вт	Q, Вар
Вольтметр для измерения междуфазного напряжения PZ194U-2S1T	4	1	1	0	1	4	0
Вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений PZ194U-2S4T	4	1	1	0	1	4	0
Счетчики активной и реактивной энергии Меркурий 230 АRT.	2	2	1	0	2	8	0
Итого						16	0

S2∑=

S2∑= =16

S2∑=16 < Sном = 200 ВА

Выбранный измерительный трансформатор напряжения соответствуют всем условиям.

2.9 Выбор конструкций и описание распределительных устройств

Наиболее распространенным РУ высшего напряжения на 35кВ является открытое распределительное устройство (далее ОРУ). ОРУ имеет следующие преимущества перед РУ закрытого типа:

меньший объем строительных работ, так как необходимы лишь подготовка площадки, устройство дорог, сооружение фундаментов и установка опор, в связи с этим уменьшаются время сооружения и стоимость ОРУ;

легче выполняются расширения и реконструкция;

все аппараты доступны для наблюдения.

В то же время ОРУ имеют следующие недостатки:

менее удобные в обслуживании при низких температурах и в ненастье;

занимают большую площадь, чем ЗРУ;

аппараты на ОРУ подвержены запылению, загрязнению и колебаниям температуры.

В качестве РУ на 6 кВ применяем КРУ. КРУ набираются из отдельных камер, в которые встроены электротехническое оборудование, устройство релейной защиты и автоматики, измерительные приборы.

Оно обладает следующими преимуществами:

монтаж КРУ проводится быстрее, чем ОРУ;

КРУ более безопасны в обслуживании, просты и надежны;

менее подвержены запылению, увлажнению и колебаниям температуры.

возможность быстрой замены неисправностей выключателя при использовании шкафов с выкатными тележками.

Недостатки:

повышенная стоимость по сравнению с ОРУ.

Для проектируемой подстанции принято для напряжения 35кВ ОРУ, а для напряжения 6кВ КРУ РУ ЕС 01-6-20/1600, [5]. Виды основных шкафов: с элегазовыми выключателями, с разъемными контактными соединениями, с трансформаторами напряжения, с силовыми предохранителями, с силовыми трансформаторами собственных нужд.