Реконструкция электроснабжения зоны подстанции "Рождественское" и "Василево" Шарьинских электрических сетей с обоснованием использования однофазных трансформаторов (стр. 5 из 11)
А5.7 Определение значения ударного тока трехфазного короткого замыкания на проектируемой подстанции
Ударный ток трехфазного короткого замыкания определяем по формуле:
(5.7)где: Iк-ток короткого замыкания (А);
kу-ударный коэффициент равный 1,8 для подстанций с высшим напряжением 110кВ; [2]
5.7.1 Определяем значение ударного тока трехфазного короткого замыкания в точке К1:
A5.7.2 Определяем значение ударного тока трехфазного короткого замыкания в точке К2:
A5.7.3 Определяем значение ударного тока трехфазного короткого замыкания в точке К3:
A5.7.4 Определяем значение ударного тока трехфазного короткого замыкания в точке К4:
A5.7.5 Определяем значение ударного тока трехфазного короткого замыкания в точке К5:
A5.8 Определение значения теплового действия тока трехфазного короткого замыкания на проектируемой подстанции
Учитывая что проектируемая подстанция питается от централизованной энергосистемы и короткие замыкания, происходящие на ней, находятся на удаленных участках от источника, тепловой импульс тока трехфазного короткого замыкания определяем по формуле:
(5.8)где: Iк-ток короткого замыкания (кА);
tрз- время срабатывания релейной защиты
tрз=0,1 при 35...110 кВ;
tрз=0,15 при 0.4...10 кВ;
Ta- время затухания апериодической составляющей тока трехфазного КЗ
Ta=0,04 при 35...110 кВ;
Ta=0,04 при 0.4...10 кВ;
5.8.1 Определяем значение теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания в точке К1:
5.8.2 Определяем значение теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания в точке К2:
5.8.3 Определяем значение теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания в точке К3:
5.8.4 Определяем значение теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания в точке К4:
5.8.5 Определяем значение теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания в точке К5:
Результаты расчета токов короткого замыкания сведены таблицу 5.1.
Таблица 5.1.
Результаты расчета токов короткого замыкания
| Точка короткого зам-ния. | Номинальноенапряжение в точке к.з.Uн (кВ) | Ток трехфазнгок.з.Iк (А) | Ударныйток к.з.i у (кА) | Тепловой импульс тока к.з.Bк (кАІс) |
| 1 | 110 | 3244,8 | 8,259 | 1,47 |
| 2 | 35 | 3583,9 | 9,0314 | 1,79 |
| 3 | 35 | 844,9 | 2,1291 | 0,1 |
| 4 | 10 | 12796 | 32,245 | 31,1 |
| 5 | 10 | 933,8 | 2,353 | 0,16 |
6. Выбор и проверка оборудования подстанции
Выбор и проверку оборудования подстанции выполняем на основе произведенного в разделе 5 расчета токов короткого замыкания результаты которого сведены в таблицу 5.1.
6.1 Выбор источника оперативного тока и трансформаторов собственных нужд подстанции
6.1.1 Для дистанционного управления (отключения, включения) выключателями, в том числе автоматического отключения их релейной защитой, а также действия различных вспомогательных реле, устройств автоматики, аппаратуры сигнализации, обогрева шкафов КРУН, освещения подстанции и т.п. требуются источники энергии, которые называются источниками оперативного тока. Так как проектируемая подстанция подключена к сети с напряжением на высокой стороне 110 кВ рекомендуется применять переменный оперативный ток.
Производим выбор источников оперативного тока.
6.1.2 Тансформаторы собственных нужд подстанции устанавливаются на стороне 10 кВ и подключаются до вводного выключателя 10 кВ, что позволяет иметь оперативный ток при отключенной системе сборных шин 10 кВ.
6.1.3 Определим мощность трансформаторов собственных нужд и выберем марку трансформатора.
Мощность трансформатора собственных нужд зависит от количества и мощности его потребителей.
На подстанции к потребителям собственных нужд относятся: обогрев шкафов КРУН, освещение подстанции, подогрев приводов разъединителей, отделителей и короткозамыкателей и другие устройства.
Состав потребителей собственных нужд представлен в таблице 6.1; взято из однолинейной схемы и данных “Службы подстанций” ДОАО “Костромаэнерго”.
Для определения мощности трансформаторов собственных нужд необходимо определить суммарную мощность потребителей собственных нужд.
Определим суммарную мощность потребителей:
Sсн =78+43,8+5+3+6,5+9+23+36+9,4+9+12+10,6 = 245,9 кВА
Так как на подстанции установлено два трансформатора собственных нужд, то их мощность определяем из условия:
Sтсн ³ 0.5 Sсн Sтсн > 123 кВА
Выбираем два трансформатора марки ТМ-160/10 мощностью 160 кВА,
Uвн=10кВ Uнн=0,4кВ DPх=0,82 кВт DPк=3,7 кВт [11]
6.1.4 Трансформаторы тока и трансформаторы напряжения также являются источниками оперативного тока. К их потребителям относятся системы релейной защиты, измерительные приборы и устройства контроля изоляции.
Таблица 6.1.
Расчетная таблица потребителей собственных нужд.
| Потребители собственных нужд | SпоткВА | Количество, шт | SполнкВА |
| Подогрев шкафов КРУН-10 | 6 | 13 | 78 |
| Подогрев шкафов КРУН-35 | 7,3 | 6 | 43,8 |
| Освещение подстанции | 5 | — | 5 |
| Аварийное освещение | 3 | — | 3 |
| Подогрев ВК-10 | 0,5 | 13 | 6,5 |
| Подогрев ВТ-35 | 1,8 | 5 | 9 |
| Подогрев привода разъединителя 35кВ | 2,3 | 10 | 23 |
| Подогрев привода разъединителя 110кВ | 4,5 | 8 | 36 |
| Подогрев привода короткозамыкателя 110кВ | 4,7 | 2 | 9,4 |
| Подогрев привода отделителя110кВ | 4,5 | 2 | 9 |
| Система пожаротушения | 12 | — | 12 |
| Система охлаждения трансформатора | 5,3 | 2 | 10,6 |
Произведем расчет и выбор трансформаторов тока и напряжения.
6.1.5 а.) Трансформаторы тока выбираются из условия [13];
- по напряжению установки Uуст £ Uн
· по току Iраб.max £ Iн ; I уст н £ Iн
· по динамической стойкости iу £ iдин
· по термической стойкости Bк £ Bн
· по значению вторичной нагрузки S2 £ Sн2
· по конструкции и классу точности
На подстанции, которая представляет собой электроустановку открытого типа, конструкция трансформаторов тока должна быть наружного исполнения, либо встроенные. Необходимый класс точности трансформатора зависит от класса точности приборов, которых он будет питать.
На проектируемой подстанции применяются встроенные трансформаторы тока в изоляторы силовых трансформаторов и трансформаторы тока ячеек КРУН. Замены существующих трансформаторов тока не производим, а лишь выполняем проверку на соответствие их условию перспективной нагрузки.
Произведем расчет рабочих величин трансформаторов тока.
Значение вторичной нагрузки трансформатора тока определяем из формулы:
S2=Iн22·Z2 (6.1)
где: Iн2- номинальный ток вторичной обмотки
трансформатора (5А).
Z2- полное сопротивление вторичной нагрузки: Z2 ≈ R2
R2 = Rприб + Rконт + Rпров (6.2)
где: Rприб – сопротивление приборов, Ом;
Rконт – сопротивление контактов (принимается равным 0,1 [11]);
Rпров- сопротивление соединительных проводов, Ом;
Сопротивление соединительных проводов определяется по формуле:
Rпров = с· l / s (6.3)
где: с- удельное сопротивление проводника (Ом·ммІ / м);
l- длинна провода (м);
s- площадь сечения провода (ммІ);
Сопротивление приборов определяем из заданого значения полной мощности приборов питаемых трансформатором тока:
Rприб = Sприб / IІн2 (6.4)
В ОРУ 110 кВ установлен трансформатор тока наружного исполнения, классом точности 0,5 при мощности приборов 10 ВА (Sприб=10 ВА), номинальным током вторичной цепи 5 А. Соединительные провода выполнены из алюминия (с =0,0283 Ом·ммІ / м [11] ), длинной l =75 м и сечением s = 4 ммІ (из данных АО “Западные электрические сети”:
Rконт = 0,1 Ом
Rпров = 0,0283· 75 / 4 = 0,53 Ом
Rприб = 10 / 5І = 0,4 Ом
Z2 = R2 = 0,1+0,53 +0,4 = 1,03 Ом
S2 = 5І ·1,03 = 25,75 ВА, выбираем трансформатор с Sн2 =30 ВА
Произведем проверку трансформатора тока марки ТВТ-110, 150/5.
Ток нормальный определяется по формуле
А