2 Расчетно – технологическая часть

2.1 Выбор числа и мощности трансформаторов

Силовые трансформаторы предназначены для преобразования электроэнергии из одного класса в другой.

При выборе числа и мощности трансформаторов учитываются надёжность электроснабжения с учётом категории электроприёмников, выбираются наиболее близкие варианты мощности выбираемых трансформаторов с учётом допустимой нагрузки их в нормальном режиме и допустимой перегрузки в аварийном режиме, учитывается возможность расширения или развития ТП и решается вопрос о возможной установке более мощных трансформаторов на тех же фундаментах, либо предусматривается возможность расширения подстанции за счёт увеличения числа трансформаторов.

Как правило, в системах электроснабжения применяются одно и двух трансформаторные подстанции.

Однотрансформаторные ТП-10/0,4 кВ применяются при питании нагрузок, допускающих перерыв электроснабжения на время не более 1 суток, необходимый для ремонта или замены поврежденного элемента (питание электроприемников III категории), а также для питания электроприемников II категории, при условии резервирования мощности по перемычкам на вторичном напряжении или при наличии складского резерва трансформаторов.

Двухтрансформаторные ТП применяются при преобладании электроприемников I и II категорий. При этом мощность трансформаторов выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного, другой трансформатор с учетом допустимой перегрузки принял бы на себя нагрузку всех потребителей (в этой ситуации можно временно отключить электроприемники III категории).

В системе электроснабжения города наибольшее применение нашли следующие единичные мощности трансформаторов: 100, 250, 400, 630 кВА.

Выбор трансформаторов заключается в определении их требуемого числа, типа, номинальных напряжений и мощности, а также группы и схемы соединения обмоток.

2.2 Категории электроприемников и обеспечение надежности

электроснабжения

Категории электроприемников по надежности электроснабжения определяются в процессе проектирования системы электроснабжения на основании нормативной документации, а также технологической части проекта.

В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяются на следующие три категории.

Электроприемники первой категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения.

Из состава электроприемников первой категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров. [1]

Электроприемники второй категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. [1]

Электроприемники третьей категории - все остальные электроприемники, не подпадающие под определения первой и второй категорий [1].

Для электроприемников третьей категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток. [1]

Проектируемая подстанция осуществляет электроснабжение не значительного количества частных жилых домов, поэтому данные электроприемники относятся к третьей категории по надежности электроснабжения.

По условию надежности для электроснабжения потребителей III категории выбирается один двухобмоточный трехфазный трансформатор.

2.3 Расчет полной суммарной мощности, подключаемой к вновь

проектируемой трансформаторной подстанции

2.3.1 Методика расчета электрической нагрузки жилого дома

Определение расчетных нагрузок в различных элементах внутридомовых электрических сетей, а также на вводе в жилой дом и на шинах 0,4 кВ трансформаторной подстанции (ТП) осуществляется на основании [10].

Расчетная нагрузка питающих линий, вводов и на шинах 0,4 кВ ТП от электроприемников квартир определяется по формуле:

(1)

где P – удельная нагрузка электроприемников квартир, принимаемая по таблице 2.1 [ ] в зависимости от количества квартир, присоединенных к линии (вводу ТП), типа кухонных плит и общей площади квартир.

n₁ - n_n – количество квартир, имеющих одинаковую общую площадь.

k₁ - k_n – повышающие коэффициенты для квартир площадью более 60 м2 определяется в соответствии с примечанием 3 к табл.2.1 [10].

Для выбора приборов учета и аппаратов защиты на вводе в квартиры следует принимать следующие значения расчетных нагрузок: для домов с газовыми плитами - 5,5-7,0 кВт/квартиру; для домов с электроплитами - 8,8-11 кВт/квартиру [10].

Расчетная нагрузка на вводах в дом и на шинах 0,4 кВ ТП определяется по формуле:

Р_р = Р_кв + 0,9 Р_с + К₁Р₁ + ... К_nР_{n ,} (2)

где Р_кв – расчетная нагрузка квартир, кВт,

Р_с – расчетная нагрузка силового оборудования (лифтов),

Р₁ ... Р_n – расчетные нагрузки встроенных или пристроенных помещений, питающихся от электрощитовой жилого дома, определяются по методикам ВСН 59-88,

К₁ ... К_n – коэффициенты участия в максимуме нагрузки квартир и силовых электроприемников жилого дома нагрузки встроенных или пристроенных помещений, определяются по таблице 5.2 [10].

При определении расчетной силовой нагрузки жилого дома следует учитывать следующее: мощность резервных электродвигателей, а также электроприемников противопожарных устройств и уборочных механизмов при расчете электрических нагрузок питающих линий, вводов в здание и на шинах 0,4 кВ ТП не учитывается, за исключением тех случаев, когда она определяет выбор защитных аппаратов и сечений проводников; для расчета линий питания одновременно работающих электроприемников противопожарных устройств. Расчетные коэффициенты мощности питающих линий жилых зданий следует принимать по таблице 5.1 [10].

Пример определения расчетных нагрузок жилого дома II категории.

Исходные данные:

дом 2-секционный 17-этажный с 1-м жилым этажом;

4 квартиры на этаже (2 квартиры до 60 м2, одна квартира - 75 м2, одна квартира - 100 м2);

лифты (7+ 4,5 кВт); количество квартир - 136 шт.

а) по таблице 2.1 [10] определяется удельная нагрузка для 136 квартир:

Р_уд. = 1,25 кВт/квартиру

б) определяется нагрузка квартир в доме [10, п.2.2]:

Р_кв. = Р_кв.уд. (n₁k₁ + n₂k₂ + n₃k₃), (3)

где n₁ - квартиры до 60 м2 - 68 шт.;

n₂ - квартиры до 75 м2 -34 шт.;

n3 - квартиры до 100 м2 - 34 шт.;

k₁, k₂, k₃ - поправочные коэффициенты по прим. 3 к таблице 2.1 [10].

Р_кв. = 1,25 (68 · 1+ 34 · 1,075+ 34 · 1,2) = 145,4 (кВт).

в) по п.4.1 [10] определяется силовая нагрузка:

(4)

г) суммарная нагрузка на вводе в дом п.5.1 [10]:

P_p = Р_кв. + 0,9 Р_с = 145,4 + 0,9 · 18,4 = 162( кВт) . (5)

2.4 Расчет полной суммарной мощности, подключаемой к вновь

проектируемой трансформаторной подстанции

Расчет полной суммарной мощности, подключаемой к вновь проектируемой ТП-179, производится на основании замеров максимальных токов отходящих фидеров ТП-179, производимых электротехнической лабораторией Филиала в период вечернего зимнего максимума в ТП с использованием токоизмерительных клещей Fluke 302+, а также на основании поданных заявок населения на осуществление технологического присоединения к электрической сети Филиала, реконструкцию энергопринимающих устройств и увеличение объема максимальной мощности на основании «Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащим сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям».

Так как от проектируемой ТП-179 не получают электропитание производственные потребители, расчет нагрузок ТП на основании дневного максимума нагрузок не производится.

Воздушная линия электропередач с изолированными проводами (далее -ВЛИ-0,4 кВ) фидера «Уличное освещение», совместно подвешенная на опорах ВЛИ-0,4 кВ отходящих фидеров от ТП-179, запитана от ТП-144, поэтому нагрузку этой ВЛИ-0,4 кВ при расчетах не учитываем.

Таблица 1-Технические характеристики токоизмерительных клещей Fluke 302+

Параметры			Значение
Переменный ток	Диапазон	400,0 A
	Точность	1,8% ± 5
Переменное напряжение	Диапазон	400/600
	Точность	1,5% ± 5
Постоянное напряжение	Диапазон	400/600
	Точность	1,5% ± 5
Сопротивление	Диапазон	4000 Ом
	Точность	1% ± 5
Проверка целостности			≤70 Ом
Подсветка дисплея			Да
Функция задержки данных Data Hold			Да
Продолжение таблица 1
Параметры			Значение
Габариты	В x Ш x Г (мм)	208 x 58,5 x 28
	Размер клещей	30 мм
Степень защиты			Категория III 600 В
Температура			от 0 до 40 °C
Частота обновления экрана			более 2 раз/сек.
Измерительные провода			TL75
Батарея			2 батареи типа АА
Гарантия			2 года

Токоизмерительные клещи Fluke 302+

Рисунок 4

Таблица 2-Измеренные величины силы тока наиболее загруженных фаз

отходящих фидеров ТП-179 в период зимнего максимума.

Наименование фидера		Iизм, А
«Ул. Декабристов» (ф.1)		202
«Ул. Транспортная, ул. Мира» (ф.2)		116

Для расчета электрических нагрузок потребителей, подключенных к трансформаторной подстанции, принимается измеренная величина силы тока наиболее загруженных фаз отходящих фидеров ТП в период зимнего максимума.

Величина расчетной нагрузки потребителей, подключенных к ТП:

I_р = I_ф1+ I_{ф2 ,} (6)

где I_{ф1 –} нагрузка фидера «Ул. Декабристов», А;

I_ф2 – нагрузка фидера «Ул. Транспортная, ул. Мира», А.

I_р = 202 + 116 = 318 (A).

Активная мощность потребителей, подключенная к ТП:

, кВт

(7)

где U_ном – номинальное напряжение на шинах ТП, В

cos φ – расчетный коэфициент мощности для жилых домов, принимается равным cos φ = 0,98 [2].

= 1,73 ∙ 318 ∙ 400 ∙ 0,98 = 215,655 (кВт).

Полная мощность потребителей, подключенных к ТП:

, кВт (8)

= 221,080/0,98 = 220,056 (кВА).

Величина мощности, подключаемой к вновь проектируемой ТП на основании поданных заявок населения на осуществление технологического присоединения к электрической сети Филиала на основании данных, предоставленных производственно-техническим отделом филиала ОАО «ЛОЭСК» «Волховские городские электрические сети»:

S_подкл = 90 (кВА).

Общая мощность, подключаемая к ТП равна:

, кВА (9)

= 220,056 + 90 = 310,056 (кВА).

2.6 Выбор мощности трансформатора

Номинальная мощность трансформатора выбирается по условиям его работы в нормальном режиме эксплуатации – по допустимым систематическим нагрузкам и в послеаварийном режиме – по допустимым аварийным перегрузкам.

На основании исследований различных режимов работы трансформаторов разработан ГОСТ 14209-85 «Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки», регламентирующий допустимые систематические нагрузки и аварийные перегрузки силовых масляных трансформаторов общего назначения мощностью до 100 МВА включительно с видами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц с учетом температуры охлаждения среды.

Мощность трансформатора выбираем в соответствии с рекомендациями, предлагаемыми ГОСТ 14209-85 «Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки».

Номинальная мощность трансформатора ТП по условиям его работы в нормальном режиме эксплуатации:

, кВА (10)

где общая мощность, подключаемая к ТП, кВА;

количество трансформаторов ТП;

коэффициент загрузки трансформатора, принимается для трансформаторных подстанций с нагрузкой III категории или с преобладающей нагрузкой II категории при возможности использования складского резерва трансформаторов равным 0,9-0,95 [4, с. 14].

(кВА).

Номинальная мощность трансформатора ТП по условиям его работы в послеаварийном режиме – по допустимым аварийным перегрузкам.

, кВА (11)

где – коэффициент допустимой аварийной перегрузки

На основании [2] принимается равным

На основании [7] выбираем ближайший трансформатор, мощностью не менее 400 кВА, т. е. трансформатор ТМГ-400/10-У1(ХЛ1).

Таблица 3-Технические параметры трансформатора ТМГ-400/10 У1 (ХЛ1)

Тип, номинальная мощность, климатическое исполнение	Номинальное напряжение, кВ		Схема и группа соединения обмоток	Потери х.х., Вт	Потери к.з., Вт	Напря- жение к.з., %	Габаритные размеры трансформатора   мм			Мас-са тран-сфор- матора, кг
									H
	BH	HH					L	B
ТМГ-400/10 У1 (ХЛ1)	0	0.4	У/Ун-0 Д/Ун-11	830	5400 5600	4.5	1300	860	1350		1360

2.7 Преимущества масляных герметичных трансформаторов ТМГ

Трансформаторы изготавливаются в герметичном исполнении с полным заполнением маслом, без расширителя и без воздушной подушки. Вместо расширителя применены гофрированные баки, которые обеспечивают необходимую поверхность охлаждения без применения съёмных охладителей. Расчётный срок службы трансформатора - 25 лет.

Преимущества ТМГ:

- контакт масла с окружающей средой полностью отсутствует, что исключает увлажнение, окисление и шламообразование масла;

- перед заливкой масло дегазируется, заливка его в бак производится при глубоком вакууме, что намного увеличивает электрическую прочность изоляции трансформатора;

- масло в трансформаторах ТМГ (в отличие от трансформаторов типа ТМ и ТМЗ) не меняет своих свойств в течение всего срока службы трансформатора, что исключает проведение испытаний масла трансформатора как при его хранении, так при вводе в эксплуатацию и в процессе эксплуатации;

- не требуется проведение профилактических, текущих и капитальных ремонтов в течение всего срока эксплуатации трансформатора.

2.8 Расчёт токов короткого замыкания

В нормальном режиме работы по электросети и электрооборудованию протекают токи, допустимые для данной установки. В случае нарушения электрической прочности изоляции проводов в электросети мгновенно возникает режим короткого замыкания, который вызывает резкое увеличение токов, которые достигают огромных размеров и представляют большую опасность для элементов электрической сети и оборудования. Если оборудование недостаточно прочно, то оно может быть разрушено, а перегрев приведет к нарушению изоляции. Поэтому, для правильной эксплуатации электросетей и оборудования производят расчеты возможных аварийных режимов, а электрическую сеть и оборудование выбирают таким образом, чтобы они выдерживали без повреждения действия наибольших возможных токов короткого замыкания.

Cчитаем, что для расчёта токов короткого замыкания в сети заданы установившиеся токи трёхфазного короткого замыкания максимального и минимального режимов работы энергосистемы на стороне высшего или низшего напряжения подстанции.

Как правило, расчёт токов короткого замыкания состоит из двух этапов: на первом этапе по известным параметрам схемы электроснабжения составляется схема замещения, на которой элементы схемы электроснабжения заменяются эквивалентными сопротивлениями. На втором этапе определяются результирующие сопротивления до точек короткого замыкания и токи короткого замыкания в расчётных точках.

Токи короткого замыкания расcчитываются в соответствии с РД 153-34.0-20.527-98. «Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования» [5].

Расчетные токи короткого замыкания определяем, исходя из условия повреждения в такой точке рассматриваемой цепи, при коротком замыкании в которой аппараты и проводники этой цепи находятся в наиболее тяжелых условиях.

Для выбора электрооборудования ТП выбираем следующие точки короткого замыкания:

К1 – ввод на трансформатор со стороны 10 кВ,

К2 – сборные шины 0,4 кВ в РУ-0,4 кВ,

К3 – наиболее удаленный от ТП-179 пролет ВЛИ-0,4 кВ фидера «Ул. Декабристов»,

К4 – наиболее удаленный от ТП-179 пролет ВЛИ-0,4 кВ фидера «Ул. Транспортная, ул. Мира»,

Расчет токов короткого замыкания может осуществляться двумя методами: в относительных единицах и в именованных единицах. В данном случае мы ведем расчет в относительных единицах. Поэтому необходимо параметры элементов сети привести к базисным условиям. В качестве базисных условий принимают базисную мощность и базисное напряжение.

Базисную мощность принимаем 100 МВА, исходя из условия:

, кВА (12)

где S_ном.т – номинальная мощность трансформатора, кВА.

Базисное напряжение принимают для каждой ступени напряжения. Так как у нас имеется две ступени напряжения, то принимаем:

U_б1=10,5 кВ,

U_б2=0,4 кВ.

Зная, базисную мощность и напряжения, найдем базисные токи для каждой ступени напряжения.

Базисный ток для первой ступени напряжения вычисляется по формуле:

, (13)

где I_б1 – базисный ток для первой ступени напряжения, кА,

S_б – базисная мощность, МВА,

U_б1 - базисное напряжение для первой ступени напряжения, кВ.

Базисный ток для второй ступени напряжения вычисляется по формуле:

,

где I_б2 – базисный ток для второй ступени напряжения, кА,

S_б – базисная мощность, МВА,

U_б2 - базисное напряжение для второй ступени напряжения, кВ. (кА).

Составим расчетную схему электроснабжения ТП-179.

Расчетная схема электроснабжения ТП-179

Рисунок 5

Затем составим схему замещения, заменив все элементы выше приведенной схемы на активные и реактивные сопротивления.

Для большинства элементов схемы электроснабжения при расчетах токов короткого замыкания в соответствии с [5] допускается не учитывать влияние активных сопротивлений различных элементов исходной расчетной схемы на амплитуду периодической составляющей тока к. з., если активная составляющая результирующего эквивалентного сопротивления расчетной схемы относительно точки к. з. не превышает 30 % от индуктивной составляющей результирующего эквивалентного сопротивления.

Схема замещения.

Рисунок 6

Найдем реактивные и активные сопротивление элементов цепи в относительных единицах и вычислим общее эквивалентное сопротивление схемы замещения от источника питания до точки к. з.

Определяем реактивное сопротивление эквивалентного источника (системы):

, (14)

где - ток эквивалентируемой части системы при к. з. в какой-нибудь узловой точке указанной сети, кА.

При отсутствии данных о токе к. з. от удаленной части электроэнергетической системы минимально возможное значение результирующего эквивалентного сопротивления Х_с можно оценить, исходя из параметров выключателей, установленных на узловой подстанции, т. е. принимаем I_с равным номинальному току отключения этих выключателей.

= 31,5 (кА).

.

Определим реактивное сопротивление трансформатора ТП:

, (15)

где Uк – напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Х_т* = 4,5*100/100*0,4 = 11,25

Активным сопротивлением трансформатора пренебрегаем, так как оно несоизмеримо мало по отношению к реактивному. 

Активное сопротивление воздушной линии электропередач 0,4 кВ определяется по формуле:

, (16)

где r_о – удельное активное сопротивление постоянному току воздушной линии электропередач 0,4 кВ, Ом/км,

L – длина воздушной линии электропередач 0,4 кВ, км,

U_б2 – базисное напряжение второй ступени, кВ,

S_б – базисная мощность энергосистемы, МВА.

Реактивное сопротивление воздушной линии электропередач 0,4 кВ определяется по формуле:

, (17)

где х_о – удельное индуктивное сопротивление воздушной линии электропередач 0,4 кВ, Ом/км,

L – длина воздушной линии электропередач 0,4 кВ, км,

U_б2 – базисное напряжение второй ступени, кВ,

S_б – базисная мощность энергосистемы, МВА.

Определим активное сопротивление ВЛИ-0,4 кВ фидера «Ул. Декабристов».

Удельное активное сопротивление постоянному току ВЛИ-0,4 кВ определяем по справочнику [6].

Для СИП 2А 3x95+1x95 - r_о1 = 0,320 Ом/км.

Длина ВЛИ-0,4 кВ фидера «Ул. Декабристов» - L₁ = 0,55 км.

.

Определим индуктивное сопротивление ВЛИ-0,4 кВ фидера «Ул. Декабристов».

Удельное индуктивное сопротивление ВЛИ-0,4 кВ фидера «Ул. Декабристов» определяем по справочнику [6].

Для СИП 2А 3x95+1x95 - х_о1 = 0.0762 Ом/км

Длина ВЛИ-0,4 кВ фидера «Декабристов» L₁ = 0,55 км.

Определим активное сопротивление воздушной линии электропередач 0,4 кВ (ВЛИ-0,4 кВ) фидера «Ул. Транспортная, ул. Мира».

Удельное активное сопротивление постоянному току ВЛИ-0,4 кВ определяем по справочнику [6].

Для СИП 2А 3x95+1x95 - r_о2 = 0,320 Ом/км.

Длина ВЛИ-0,4 кВ фидера «Ул. Транспортная, ул. Мира» -

- L₂ = 0,40 км.

.

Определим индуктивное сопротивление ВЛИ-0,4 кВ фидера «Ул. Транспортная, ул. Мира».

Удельное индуктивное сопротивление ВЛИ-0,4 кВ фидера «Ул. Транспортная, ул. Мира» определяем по справочнику [6].

Для СИП 2А 3x95+1x95 - х_о2 = 0.0762 Ом/км.

Длина ВЛИ-0,4 кВ фидера «Ул. Транспортная, ул. Мира» -

- L₂ = 0,40 км.

.

Определим общее эквивалентное сопротивление от источника питания (энергосистемы) до точки короткого замыкания К1.

, (18)

.

Определим общее эквивалентное сопротивление от источника питания (энергосистемы) до точки короткого замыкания К2.

,

Z_К2* = 0,175 + 11,25 = 11,425.

Определим общее эквивалентное сопротивление от источника питания (энергосистемы) до точки короткого замыкания К3.

, (19)

.

Определим общее эквивалентное сопротивление от источника питания (энергосистемы) до точки короткого замыкания К4.

, (20)

Определим установившееся значение (периодическую составляющую) трехфазного тока короткого замыкания в расчетной точке К1:

, кА (21)

Определим установившееся значение (периодическую составляющую) двухфазного тока короткого замыкания в расчетной точке К1:

, (22)

(кА).

Определим установившееся значение (периодическую составляющую) трехфазного тока короткого замыкания в расчетной точке К2 :

, кА. (23)

(кА).

Определим установившееся значение (периодическую составляющую) двухфазного тока короткого замыкания в расчетной точке К2:

, кА (24)

(кА). ТОЧКИ ВЕЗДЕ

Определим установившееся значение (периодическую составляющую) трехфазного тока короткого замыкания в расчетной точке К3:

, кА. (25)

(кА).

Определим установившееся значение (периодическую составляющую) двухфазного тока короткого замыкания в расчетной точке К3:

, кА. (26)

(кА).

Определим установившееся значение (периодическую составляющую) трехфазного тока короткого замыкания в расчетной точке К4:

, кА (27)

(кА).

Определим установившееся значение (периодическую составляющую) двухфазного тока короткого замыкания в расчетной точке К4:

, кА (28)

(кА).

Определим мгновенные значения ударного тока в точках к.з.

Если исходная расчетная схема содержит только последовательно включенные элементы, то ударный ток следует определять по формуле:

, кА,

где K_УД — ударный коэффициент.

, (29)

где X_эк и R_эк - индуктивная и активная составляющие результирующего эквивалентного сопротивления расчетной схемы относительно точки к. з.

Определим i_УД для точки К1:

, (30)

1,03.

, кА . (31)

(кА).

Определим i_УД для точки К2:

.

.

, кА. (33)

(кА).

Определим i_УД для точки К3:

, (34)

.

. (35)

(кА).

Определим i_УД для точки К4:

, (36)

1,020.

, кА (37)

(кА).

Находим действующие значения ударного тока I_УД, кА, по формуле:

, кА (38)

где - периодическая составляющая тока к.з., кА.

Находим действующее значение ударного тока в расчетной точке К1:

(кА), (39)

(кА).

Находим действующее значение ударного тока в расчетной точке К2:

, (40)

(кА).

Находим действующее значение ударного тока в расчетной точке К3:

, (41)

(кА).

Находим действующее значение ударного тока в расчетной точке К4:

, кА (42)

(кА).

2.9 Выбор электрооборудования трансформаторной подстанции

2.10 Выбор ячеек 10 кВ

К установке принимаем ячейки КСО-10-Э1 «АВРОРА» ОАО "ПО Элтехника".

«АВРОРА» – серия модульных ячеек в металлических корпусах с воздушной изоляцией. Предназначены для комплектования распределительных устройств напряжением 10 кВ трехфазного переменного тока частотой 50 Гц в сетях с изолированной, заземленной через дугогасящий реактор или резистор нейтралью.

В ячейках КСО «АВРОРА» устанавливаются стационарные, но технологически выдвижные или выкатные силовые выключатели, воздушные разъединители и выключатели нагрузки, измерительные трансформаторы тока и напряжения и трансформаторы собственных нужд.

При разработке данной серии учитывались все современные требования надежности и безопасности. Применение оригинальной конструкции, современных коммутационных аппаратов и микропроцессорных релейных защит позволяет достичь следующих преимуществ:

- универсальность применения: применение в данной серии выключателей нагрузки с защитой предохранителями и вакуумных выключателей с цифровыми релейными защитами позволяет использовать

ячейки, как в простых трансформаторных подстанциях, так и в распределительных подстанциях со сложными схемами питания.

- надежность энергоснабжения: высоконадежные вакуумные выключатели, трехпозиционные воздушные выключатели нагрузки и разъединители, диапазон функциональных возможностей цифровых релейных защит сводят к минимуму вероятность отказа.

- эксплуатационная безопасность: обеспечивается многоуровневой системой блокировок, конструкцией трехпозиционных коммутационных аппаратов и комплексом конструктивных особенностей, позволяющих контролировать состояние ячейки, не открывая ее дверей.

- экономия на строительной части подстанции: достигается за счет сниженных, по сравнению с КСО устаревших конструкций, габаритных размеров ячеек.

- простота обслуживания: аппараты в ячейке технологически выдвижные или выкатные, все органы управления расположены на передней панели, состояние аппаратов отображается на механических и световых мнемосхемах, ячейки требуют минимального обслуживания во время эксплуатации, цифровые блоки релейной защиты снабжены системой самодиагностики.

- гарантии качества: высокие надежность и ресурс применяемого оборудования, качество конструкции, современный технологический процесс производства позволяют значительно увеличить срок службы ячейки, который составляет не менее 30 лет.

Ячейки предназначены для работы внутри помещений при следующих условиях:

- высота над уровнем моря до 1000 м;

- температура окружающего воздуха от минус 25°С до плюс 40°С;

- окружающая среда невзрывоопасная, не содержащая токопроводящей пыли и агрессивных газов или паров в концентрациях, разрушающих металлы и изоляцию.

Структура условного обозначения ячейки КСО-10-Э1 «АВРОРА»

К СО – Х – Х – Х - Э1 УЗ

Номинальное напряжение (10 кВ)

Номер схемы главных цепей

Габарит (1, 2, 3)

Модификация

Вид климатического исполнения по ГОСТ 15543.1-89,

15150-69.

Основные параметры и характеристики ячеек КСО «АВРОРА»

Номинальное напряжение, кВ ____________________10,0 (10,5)

Наибольшее рабочее напряжение, кВ ______________12,0

Номинальный ток главных цепей, А _______________630

Номинальный ток сборных шин, А________________ 630

Номинальный ток вводных и секционных ячеек, А__ 630

Номинальный ток ячеек отходящих линий, А_______ 630

Ток электродинамической стойкости, кА___________ 51

Ток термической стойкости, в течение 2 с, кА_______ 20

Электрическая прочность при испытательном напряжении

промышленной частоты 50 Гц, кВ:

изоляции главных цепей_________________________ 42

изоляции вторичных цепей_______________________ 2

Грозовой импульс, кВ___________________________ 75

Номинальный ток плавкой

вставки предохранителей, А______________________ 40;

Срок службы ячеек «АВРОРА», лет______________ не менее 30

С целью обеспечения безопасности ячейка разделена на три отсека:

1. Отсек сборных шин.

2. Отсек аппаратов и присоединений кабелей.

3. Отсек релейной защиты и вторичных цепей.

Ячейка имеет отдельные двери:

в отсек аппаратов и присоединений кабеля;

в отсек релейной защиты и вторичной коммутации.

Приводы выключателей нагрузки, заземляющих разъединителей и аппаратов управления расположены на передней панели.

Ячейка КСО-10-Э1 «АВРОРА» с выключателем нагрузки

и предохранителями

Рисунок 7

2.11 Выбор выключателей нагрузки 10 кВ.

Выключатель нагрузки (автогазовый выключатель) применяется вместо силовых выключателей небольшой и средней мощности в целях снижения стоимости ТП или РУ-10 кВ, где они устанавливаются. Выключатели нагрузки способны отключать рабочие токи линии, трансформаторов и других электроприемников. Выключатели нагрузки не предназначены для отключения токов коротких замыканий. Поэтому для отключении токов к.з., превышающих допустимые значения для выключателей нагрузки, последние при необходимости комплектуют предохранителями.

К установке в ячейках 10 кВ в сторону ТП-137 и ТП-144 принимаем трёхпозиционные коммутационные выключатели нагрузки с номинальным напряжением 10 кВ и воздушной изоляцией ВНТ-2Е с приводом К-2Е.

В ячейке 10 кВ трансформатора принимаем к установке трёхпозиционный коммутационный выключатель нагрузки с номинальным напряжением 10 кВ и воздушной изоляцией с предохранителями ВНТ-2П с приводом К-2Е.

Отличительные особенности данных выключателей нагрузки по сравнению с традиционными для России коммутационными аппаратами:

- безопасность эксплуатации, обеспечиваемая конструкцией трехпозиционного выключателя нагрузки,

- минимум обслуживания, благодаря малому количеству механических деталей и узлов сочленения приводов, отсутствию заменяемых вкладышей дугогасительных камер, пружинному приводу и контактной системе, не требующим обслуживания в течение всего срока эксплуатации.

- поперечное расположение выключателя нагрузки по отношению к сборным шинам.

Применение трехпозиционных выключателей нагрузки позволяет:

- существенно уменьшить габаритные размеры КСО.

- исключить одновременное выполнение двух коммутационных операций «включено» и «заземлено». - не допустить ошибочные действия персонала, повысить безопасность обслуживания и снизить вероятность повреждения оборудования распределительных устройств.

- исключить возможность неполнофазных режимов при перегорании хотя бы одного предохранителя.

- переводить выключатель нагрузки в положение «заземлено» с высокой скоростью. При наличии напряжения на заземляемом присоединении - это исключает возникновение дуги, поражение персонала и повреждение ячейки.

- выполнять отключение и включение токов нагрузки с высокой скоростью. Это обеспечивает надежное гашение, автокомпрессионным воздушным дугогасительным устройством, номинальных токов 630 А.

- использовать поперечное по отношению к шинам расположение коммутационных аппаратов. Это позволяет упростить привод и сделать его более надежным.

- снизить эксплуатационные затраты.

Трехпозиционный выключатель нагрузки ВНТ

Рисунок 8

Трехпозиционный выключатель нагрузки ВНТ с предохранителями

Рисунок 9

Выключатели нагрузки типа ВНТ, используемые в ячейках «АВРОРА», устанавливаются на правой боковой стенке корпуса. Выключатель ВНТ состоит из трех полюсов, установленных на одном валу. На металлическом основании установлены несущие опорные держатели из высокопрочного изоляционного материала, на которых закреплены неподвижные контактные элементы. Дугогасящая система состоит из пары дугогасительных контактов, расположенных коаксиально внутри главных контактов. В данных аппаратах реализован пружинный энергонезависимый привод с ручным либо дистанционным управлением.

2.12 Принцип действия выключателя нагрузки ВНТ

Выключатели нагрузки серии ВНТ – это коммутационные аппараты, в основе принципа действия которых лежит гашение электрической дуги под действием автокомпрессии в воздухе.

По заказу ячейки комплектуются выключателями нагрузки с возможностью дистанционного отключения/включения путем подачи сигнала на электромагнит. Выключатели нагрузки с предохранителями автоматически отключаются при перегорании одного из предохранителей.

Конструкция трехпозиционного выключателя нагрузки ВНТ позволяет одним подвижным контактом последовательно выполнить операции отключения и заземления отходящего присоединения.

Выключатель нагрузки ВНТ может находиться в одном из трех положений – «включено», «отключено» или «заземлено». Из положения «включено» выключатель может быть переведен в положение «заземлено» только через положение «отключено». Таким образом, осуществляется естественная блокировка от неправильных действий оператора.

Таблица 4-Основные технические характеристики выключателя нагрузки ВНТ

Наименование параметра Выключатель нагрузки Номинальное напряжение, кВ 10 Наибольшее рабочее напряжение, кВ 12 Номинальный ток, А 630 Нормированные параметры сквозных токов короткого замыкания: ток электродинамической стойкости, кА; начальное действующее значение периодической составляющей, кА; ток термической стойкости, кА; время протекания тока короткого замыкания, с 51 20 20 1 Нормированный ток включения на короткое замыкание, кА 20 Полное электрическое сопротивление главной токоведущей цепи полюса, не более, мкОм 200 Разновременность размыкания дугогасительных контактов при отключении, с, не более 0,005 Разновременность замыкания дугогасительных контактов при включении, с, не более 0,005 Срок службы до списания, не менее, лет 30 Масса, не более, кг 50

Три положения контактов выключателя нагрузки ВНТ

Рисунок 10

При выборе выключателя, его номинальные параметры сравниваются с параметрами сети в точке, где они устанавливаются.

Условия выбора выключателей нагрузки:

1. Номинальное напряжение выключателя

(43)

где номинальное напряжение сети.

2. Номинальный ток выключателя:

(44)

где - расчетное значение тока в нормальном режиме работы.

Выбор выключателей нагрузки для ячеек 10 кВ в сторону ТП-137 и ТП-144 осуществляется по значению максимального тока, протекающего по шинам 10 кВ ТП при существующей схеме электроснабжения

I _{р max} = 50 А.

Выбор выключателя нагрузки и предохранителей для ячейки трансформатора осуществляется по значению тока первичной обмотки силового трансформатора.

Номинальный ток трансформатора, приведенный к напряжению 10 кВ:

, А (45)

где Кт = 25 – коэфициент трансформации трансформатора

.