Выбор трансформатора для двух трансформаторной подстанции

Определяем мощность трансформатора:

(1)

Где: – мощность трансформатора;

– расчетная мощность трансформатора, МВА;

количество трансформаторов;

коэффициент загрузки трансформатора.

Принимаем трансформатор ТДНС – 10000/35.

Рассчитываем действительный коэффициент загрузки по формуле:

(2)

Где: номинальная мощность трансформатора, МВА.

Проверяем трансформатор при аварийном режиме работы по формуле:

(3)

Где: I и II категории электроприемников = 0,8;

1,4 коэффициент перегрузки.

Трансформатор выдерживает аварийные перегрузки.

Выбор трансформатора собственных нужд подстанции.

(4)

Где: расчетная мощность трансформатора, кВА.

Аналогично производим расчет мощности трансформатора собственных нужд по формуле (1):

Принимаем трансформатор собственных нужд ТМГ-400/6.

Производим проверку на экономичный режим и режим перегрузки трансформатора собственных нужд.

По формуле (2) определяем коэффициент загрузки трансформатора:

Технические характеристики трансформаторов сведены в таблицу №2.

Таблица №2. Технические характеристики трансформаторов.

Тип трансформатора	Мощность трансформатора, кВА	Потери	Ix.x.%	Uк.з.%
∆Px.x. кВт	∆Pк.з кВт
ТДНС – 10000/35		13,5		0,8
ТМ – 6300/35			46,5	0,8	6,5
ТМГ – 400/6		0,83	5,4	0,8	4,5

2.2 Технико-экономическое сравнение вариантов

При разработке главной схемы электрических соединений подстанции возникает ряд вариантов, подлежащих анализу и сопоставлению по технико- экономическим показателям. Технико-экономическое сравнение вариантов производится с целью выявления наиболее экономического варианта мощности трансформаторов, выбора схемы РУ, когда заданным техническим требования удовлетворяют несколько схем. Технико-экономическое сравнение для выбора главной схемы электрических соединений выполняется по следующим группам показателей, которые должны быть определены для каждого варианта: количество и мощность основного оборудования и коммутационных аппаратов, потери мощности в отходящих линиях при различных аварийных и ремонтных режимах, капитальные затраты, потеря энергии и приведённые затраты.

Приведённые затраты рассчитываются по формуле:

(5)

Где: нормативный коэффициент равный 0,12;

К – капиталовложения, тыс. руб;

И – годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб;

У – ущерб от недоотпуска электрической энергии (в учебных расчётах не учитывается), тыс. руб.

Годовые эксплуатационные издержки рассчитываем по формуле:

(6)

Где: отчисления на амортизацию и обслуживание (0,093);

С – стоимость 1кВт потерь электрической энергии (965 руб./1кВт*ч);

потери электроэнергии, кВт*ч.

Расчет потерь электроэнергии осуществляется по формуле:

(7)

Где: потери Х.Х. кВт;

потери К.З. кВт;

продолжительность работы трансформатора (8760), ч;

продолжительность максимальных потерь, ч.;

Расчетная нагрузка трансформатора, МВА;

номинальная мощность трансформатора, МВА.

Годовые потери в двух трансформаторах рассчитаем по формуле:

(8)

Где: годовые потери в одном трансформаторе, кВт*ч;

Число трансформаторов на подстанции.

Продолжительность максимальных потерь рассчитывается по формуле:

(9)

Где: — число часов использования максимума нагрузки, ч.

Таблица №3. Капитальные затраты

Оборудование	Стоимость единицы Тыс.	Вариант
Первый	Второй
Кол-во	Цена тыс.	Кол-во	Цена тыс.
ТДНС – 10000/35				-	-
ТМ – 6300/35		-	-
Итого:

Производим расчет экономических показателей для первого варианта.

По формуле (9) рассчитываем продолжительность максимальных потерь:

Расчет потерь электроэнергии производим по формуле (7):

Годовые потери в двух трансформаторах рассчитаем по формуле(8):

Расчет годовых эксплуатационных издержек производим по формуле (6):

тыс. руб.

Приведенные затраты рассчитываем по формуле (5):

Производим расчет экономических показателей для второго варианта.

По формуле (9) рассчитываем продолжительность максимальных потерь:

Расчет потерь электроэнергии производим по формуле (7):

Годовые потери в двух трансформаторах рассчитаем по формуле(8):

Расчет годовых эксплуатационных издержек производим по формуле (6):

тыс. руб.

Приведенные затраты рассчитываем по формуле (5):

Из полученных данных по технико-экономическому сравнению выбираем трансформатор масляный, с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха, с регулированием первичного напряжения под нагрузкой, ТДНС – 10000/35.

2.3 Расчет токов короткого замыкания для выбора аппаратов и токоведущих частей

Причинами К.З. обычно являются нарушение изоляции, вызванные ее механическими повреждениями, старением, набросами посторонних тел на линии электропередачи, проездом под линиями негабаритных механизмов (кранов с поднятой стрелой и т.д.), прямыми ударами молнии, перенапряжениями, неудовлетворительным уходом за оборудованием. Часто причиной повреждением электроустановок являются неправильные действия рабочего персонала.

Расчеты токов К.З. производим для выбора и проверки параметров электрооборудования. Для этого по расчетной схеме составляем схему замещения в виде активных и индуктивных сопротивлений. С учетом того, что активное сопротивление мало относительно индуктивного, то в установках напряжением выше 1кВ его не учитывают.

Схему замещения, путем постепенного преобразования приводим к одному эквивалентному сопротивлению, а затем определяем ток короткого замыкания в начальный период и ударный ток.

Токи короткого замыкания в установках выше 1000В рассчитываем методом относительных единиц. Относительные величины при расчете короткого замыкания приводим к базисному напряжению и их базисной мощности.

Рисунок 3. Расчетная схема подстанции.

Исходя из расчетной схемы подстанции, составляем схему замещения для нахождения токов К.З.

Рисунок 4. Схема замещения

Производим расчёт сопротивлений.

При системе неограниченной мощности, сопротивление системы равно:

Индуктивное сопротивление воздушной и кабельной линии определяем по формуле:

(10)

Где: сопротивлении линии;

длинна линии, км;

базисная мощность, МВА;

среднее номинальное значение напряжения, кВт.

Сопротивление трансформатора в относительных единицах определяем по формуле:

(11)

Где: напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

номинальная мощность трансформатора, МВА.

Сопротивление трехобмоточного трансформатора определяется по формуле:

	(12)
	(13)
	(14)

Где: напряжение К.З. м/у обмотками высокого и низкого напряжения, %;

напряжение К.З. м/у обмотками высокого и среднего напряжения, %;

напряжение К.З. м/у обмотками среднего и низкого напряжения, %.

Сопротивление генератора определяем через сверхпроводимое сопротивление генератора, базисную мощность и номинальную мощность генератора по формуле:

	(15)
	(16)

Где: сверхпроводимое сопротивление генератора;

номинальная мощность генератора, МВА;

мощность источника, МВт;

коэффициент мощности.

Эквивалентное ЭДС для двух источников определим по формуле:

(17)

Где: и ЭДС системы и генератора соответственно;

и Сопротивление генератора и системы соответственно.

Базисный ток определяем по формуле:

(18)

Где: средне номинальное напряжение сети, кВ.

Периодическая составляющая тока К.З. в начальный момент времени определяется по формуле:

(19)

Ударный ток К.З. определяем по формуле:

(20)

Где: коэффициент, учитывающий соотношение между активным и индуктивным сопротивлением короткозамкнутой цепи и принимается по табличным данным, в зависимости от места короткого замыкания.

Исходные данные:

;	;
;	;
;	;
;
;

Расчет сопротивлений, для нахождения токов К.З. ведем в относительных единицах. Для этого задаемся базовой мощностью равной мощности в энергосистеме при расчете в относительных единицах.

Производим расчет тока К.З. для первой точки подстанции.

Сопротивление линии вычисляем по формуле (10):

Вычисляем сопротивление трехобмоточного трансформатора по формулам (12, 13, 14):

Вычисляем номинальную мощность источников по формуле (16):

Сопротивление источника P₁ = P₂ вычисляем по формуле (15):

Сопротивление линии L₁ = L₂ вычисляем по формуле (10):

Упрощаем схему замещения рисунок 5-7:

Рисунок 5

Рисунок 6

Определяем результирующее сопротивление для первой точки К.З.

Рисунок 7

Вычисляем эквивалентное ЭДС двух источников по формуле (17):

Базисный ток определяем по формуле (18):

Ток периодической составляющей вычисляем по формуле (19):

Ударный то К.З. вычисляем по формуле (20):

Производим аналогичный расчет тока К.З. для второй точки подстанции.

Сопротивление трансформатора Т₁ = Т₂ в относительных единицах вычисляем по формуле (11):

Определяем результирующее сопротивление для второй точки К.З.

Преобразовываем схему замещения:

Рисунок 8

Базисный ток определяем по формуле (18):

Ток периодической составляющей вычисляем по формуле (19):

Ударный то К.З. вычисляем по формуле (20):

Значения токов К.З. для двух точек приведены в таблице №4

Таблица № 4. Результаты расчетов токов К.З.

Точка К.З.	кА	кА
К1	1,76	4,007
К2	5,545	14,115

2.4 Расчетные условия и выбор аппаратов на первичном напряжении

Для защиты трансформатора и линии применяем защиту выключателями. Также устанавливаем выключатель в перемычке. При выводе в ремонт трансформатора, выключателей, линии для создания видимого разрыва предусмотрены разъединители. Для надежной работы этих аппаратов они должны соответствовать следующим условиям:

А) соответствовать условиям окружающей их среды или роду установки.

Б) иметь такие номинальные параметры, чтобы удовлетворять условиям работы, как в нормальном режиме, так и при К.З.

В) отвечать требованиям технико-экономической целесообразности.

Выбор высоковольтных выключателей.

Выключатели выбираются по следующим параметрам:

1. По напряжению:

2. По длительному току:

Проверку выключателей следует производить по следующим параметрам:

3. По отключающей способности:

3.1 На симметричный ток отключения:

3.2 Отключение апериодической составляющей тока К.З:

Где: номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключенном токе, кА для времени τ;

номинальное значение содержания апериодической составляющей в отключаем токе, %;

апериодическая составляющая тока К.З. кА в момент расхождения контактов τ.

4. По включающей способности:

Где: номинальный ток включения, кА;

наибольший пик тока включения кА, рассчитываемый по формуле:

Где: ударный коэффициент, нормированный для выключателя 1,8.

5. На электродинамическую стойкость:

Где: ток электродинамической стойкости выключателя, кА.

6. На термическую стойкость:

Где: ток термической стойкости, кА;

длительность протекания тока термической стойкости, с;

тепловой импульс тока короткого замыкания ( ).

Если: , то:

Где: .

Тепловой импульс тока К.З. определяем по формуле:

Где: периодическая составляющая, с.

Где: собственное время отключения выключателя, с;

время срабатывания релейной защиты, 0,01с;

Принимаем элегазовый выключатель типа ВГБЭ - 35. Его технические характеристики приведены в таблице №5.

Таблица №5.

Тип	Uн, кВ	Iн, А	iд, кА	Iтерм, кА	tтерм, с	tоткл, с
BГБЭ-35				12,5		0,04

Выключатель удовлетворяет все условиям. Определяем ток нормального режима и ток утяжеления:

(21)     (22)

Определяем периодическую и апериодическую момента времени.

По формуле (23) определяем расчетное время отключения:

(23)

(24)

кА (25)

Принимаем по [1] Т_а =0,02 с.

(26)

(27)

кА

Данные выбора и проверки выключателя сводим в таблицу №6.

Выбор разъединителей.

При выборе типа разъединителя нужно обращать внимание на необходимое количество заземляющих ножей и место их установки. В схеме должно быть предусмотрено такое количество заземляющих ножей, чтобы исключить необходимость использования переносных заземляющих ножей. Разъединитель выбирают по тем же параметрам, что и выключатель.

Принимаем по [6] разъединитель РЛНД - 1-35-600 и РЛНД - 2-35-600

Данные выбора и проверки разъединителя сводим в таблицу №6.

Таблица №6. Данные о выборе и проверке аппаратов.

Расчетные данные	Каталожные данные
Выключатель	Разъединитель
Uуст = 35 кВ	35 кВ	35 кВ
Iутяж = 230,9 А	Iном = 630 А	Iном = 1000 А
Iп0,05 = 1,76 кА	12,5 кА
iа0,05 = 0,204 кА	iа.ном = 5,7 кА
iу = 4,007 кА	iд = 35 кА	iд = 40 кА
= 0,217 с	7,81 с	7,81 с

Выбор ограничителей перенапряжения.

Ограничители перенапряжений нелинейные предназначены для защиты от коммутационных и грозовых перенапряжений электрооборудования электрических сетей переменного тока промышленной частоты.

Выбор ОПН производится по номинальному напряжению:

Принимаем по [6] ограничитель перенапряжения ОПН - 35 УХЛ - 1

Технические характеристики ОПН - 35 УХЛ - 1 приведены в таблице №7.

Таблица №7. Технические характеристики ОПН.

Тип
ОПН-35 УХЛ1	35 кВ

Выбранные аппараты удовлетворяют всем требованиям, поэтому принимаем их к установке.

2.5 Расчетные условия и выбор аппаратов на вторичном напряжении

Комплектное распределительное устройство (далее КРУ) состоит из шкафов со встроенными в них аппаратами для коммутации, управления, измерения, защиты и регулирования, совместно с их несущими конструкциями, кожухами, электрическими соединениями и вспомогательными элементами.

КРУ состоит из: вводного шкафа, шкафа с трансформатором собственных нужд, линейных шкафов, шкафа с секционным выключателем, шкафа с измерительными трансформаторами и с заземлением сборных шин, с аппаратами защиты от перенапряжений.

КРУ выбирается по максимальному и нормальному току, по формуле (22):

По формуле (21) рассчитываем ток нормального режима:

Принимаем КРУ серии РУ ЕС 01-6-20/1600

Таблица №8. Номинальные данные комплектного распредустройства.

Тип	Uн, кВ	Iн, А	Iд, кА
КРУ РУ ЕС 01-6-20/1600

Выбор вводного выключателя.

Выбираем выключатель ВВЭ-М-6-20 [4] и его номинальные данные сводим в таблицу №9.

Таблица №9 Номинальные данные вводного выключателя.

Тип	Uн, кВ	Iн, А	Iоткл, кА	tоткл, с	iд, кА	It, кА	tt, с
ВВЭ-М-6-20				0,02

По формулам (23-27) выбираем выключатель:

Принимаем по [1] Т_а =0,03 с.

кА

Выбор выключателя на отходящих линиях и количества отходящих линий и линейных шкафов.

Выбор отходящих линий производится по условию:

(28)

Где: 0,3÷0,4 – номинальный ток, кА.

Подставляем значения в формулу (28):

Принимаем 6 линий.

Выбираем по [4] выключатель ВВЭ-М-6-20. Номинальные данные выключателя на отводящих линиях сводим в таблицу№10.

Таблица №10 Номинальные данные выключателя.

Тип	Uн, кВ	Iн, А	Iоткл, кА	tоткл, с	iд, кА	It, кА	tt, с
ВВЭ-М-6-20				0,02

Проверка выключателя на отходящую линию аналогична вводному выключателю, только вместо I_утяж и I_норм берётся I_р:

(29)

Подставляем значения в формулу (29):

Выбор секционного выключателя.

Секционный выключатель выбираем по току:

0,8·I_max =0,8·1347=1078 А

Выбираем по [4] выключатель ВВЭ-М-6-20. Номинальные данные выключателя сводим в таблицу№11.

Таблица №11 Номинальные данные секционного выключателя.

Тип	Uн, кВ	Iн, А	Iоткл, кА	tоткл, с	iд, кА	It, кА	tt, с
ВВЭ-М-6-20				0,02

Проверка секционного выключателя аналогична вводному выключателю, расчетные и номинальные данные выключателей сводим в таблицу№12:

Таблица №12. Данные выключателей.

Расчетные данные	Каталожные данные. Вводной ВВЭ-М-6-20	Каталожные данные. Секционный ВВЭ-М-6-20	Каталожные данные. Линейный ВВЭ-М-6-20
Uуст = 6 кВ	Uном = 6 кВ	Uном = 6 кВ	Uном = 6 кВ
Iнорм = 663 А Iутяж = 1078A Iутяж = 1347 А Iр = А	Iном = 1600 А	Iном = 1250 А	Iном = 630 А

Таблица №12. Продолжение.

Iп0,03 = кА iа0,03 = 2,89 кА	Iоткл..ном =20 кА iа. ном = 14,14 кА	Iоткл..ном = 20 кА iа. ном = 14,14 кА	Iоткл..ном = 20 кА iа. ном = 14,14 кА
Iп.о. = 5,545 кА iуд = 14,115 кА	Iвкл..ном = 20 кА iвкл..ном = 50,9 кА	Iвкл..ном = 20 кА iвкл..ном = 50,9 кА	Iвкл..ном = 20 кА iвкл..ном = 50,9 кА
iуд = 14,115кА	iд = 51 кА	iд = 51 кА	iд = 51 кА
Bк = 1,85 кА2с	I2терм tоткл = 12 кА2с	I2терм tоткл = 12 кА2с	I2терм tоткл = 12 кА2с

Выбранные выключатели удовлетворяют всем требованиям, поэтому принимаем их к установке.

Выбор предохранителя для трансформатора собственных нужд.

Номинальные токи плавких вставок предохранителей следует выбирать таким образом, чтобы было обеспечено надежное отключение тока короткого замыкания.

Предохранитель выбирают по следующим условиям:

U_ном ≥ U_уст

I_ном ≥ I_утяж

I_откл ≥ I_п.о.

Выбираем предохранитель ПКН У3, его номинальные данные приведены в таблице №13.

Таблица №13 Номинальные данные секционного выключателя.

Тип	Uном	Iном	Iоткл
ПКЕ У№	6 кВ	75 А	20 кА

По формуле (22) находим ток утяжеления трансформатора собственных нужд:

Проверяем по условиям:

6 кВ = 6 кВ

75 А > 53,9 А

20 кА > 5.545 кА

Выбор предохранителя для трансформатора напряжения.

Выбираем предохранитель ПКН 001-6 У3, его номинальные данные представлины в таблице №14.

Таблица №14. Данные предохранителя.

Тип	Uном
ПКН 001-6 У3	6 кВ

Проверяем по условию:

U_ном ≥ U_уст

6 кВ = 6 кВ

Принимаем по [1] ОПН ОПН-6 УХЛ1, его технические характеристики представлены в таблице №15.

Таблица №15. Технические характеристики ОПН ОПН-6 УХЛ1.

Тип	Uном
ОПН-6 УХЛ1	6 кВ

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-120/19 с радиусом 0,76 см, I_доп = 390 А;

Проверяем по допустимому току:

I_доп > I _утяж

Проверяем на термическую устойчивость:

(31)

Где: C – коэффициент выделения тепла, соответствующий разности тепла после и до короткого замыкания, принимается по [1] в зависимости от материала проводника и конструкции, принимаем равным 91.

По формуле (31) определяем минимальное сечение:

Провод термически устойчив:

120 мм² > 91 мм²

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 350/39 с I_доп = 710 А и диаметром 24 мм².

Проверяем провода на термическую устойчивость:

По формуле (31) 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:

(37)

Где: коэффициент формы шин, принимается в зависимости от соотношения размеров шины, К_ф = 1;

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

Момент сопротивления при расположении шины плашмя, м³:

(38)

Где: ширина шины, м;

высота шины, м.

Момент инерции поперечного сечения шины, см⁴:

(39)

Изгибающий момент определяется по формуле:

(40)

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

(41)

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента:

(42)

Шины механически прочны, если:

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: F_расч – сила действующая на изолятор, Н;

F_доп – допустимая нагрузка на головку изолятора, Н.

(43)

Где: F_разр – разрушающая нагрузка на изгиб, кг*с;

Сила, действующая на изолятор, определяется по формуле:

(44)

Где: К_n – поправочный коэффициент на высоту шины, если шина расположена плашмя, К_n = 1.

Выбираем по [6] опорный изолятор ИОР-6-3,75. Данные сводим в таблицу№16.

Таблица №16. Номинальные данные изолятора.

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

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

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

243,3 Н < 2250 Н

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:

(45)

Выбираем по [6] проходной изолятор ИПУ-10/1600-12,5. Данные сводим в таблицу № 17.

Таблица № 17 Номинальные данные изолятора.

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

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

Определяем допустимую нагрузку на головку изолятора:

Сводим в таблицу №18 расчетные и номинальные данные изолятора.

Таблица №18. Данные проходного изолятора.

Расчётные данные	Uуст, кВ	Fрасч, Н 121,6	Iутяж, А
Каталожные данные	Uн, кВ	Fдоп, Н	Iн, А

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

Выбор кабелей.

Кабели выбирают по:

1. По напряжению установки:

2. По конструкции:

3. По экономической плотности тока F_эк:

Где: J_эк = 1,6 А\мм² [1 ].

4. По допустимому току:

I_утяж ≤ I_доп

Где: I_доп – 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 К_ав (принимается равным 1,23).

(46)

5. По термической стойкости:

F_min £ F_cт

Производим выбор кабеля:

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

Проверяем по напряжению:

10 кВ > 6 кВ

Производим расчет сечения кабеля по формуле (30):

Выбираем по [6] кабель трёхжильный алюминиевый с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение U = 10кВ, сечением F = 120 мм², I_{доп.ном} = 271 А для прокладки в земле типа АПвП.

Проверяем по допустимому току (46):

По формуле (31) определяем минимальное сечение:

По термической стойкости:

20,9 мм² < 120 мм²

Выбранный кабель удовлетворяет всем условиям.

2.7 Выбор типов релейной защиты

Выбор типов релейной защиты осуществляется в соответствии с ТКП.

Должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов

Повреждений ненормальных режимов:

Для трансформаторов собственных нужд:

1. От многофазных замыканий в обмотках и на вводах – продольная дифференциальная токовая защита трансформаторов без выдержки времени.

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

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

4. ОТ замыкании внутри бака и понижения уровня масла – газовая защита с действием на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла.

Для трансформаторов:

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

2. Однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоеденённых к сети с глухозаземлённой нейтралью.

3. В витковых замыканиях 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.

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

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

Для сборных шин 6 кВ:

Для секционных 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: r_к – сопротивление переходных процессов равное:

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

0,1Ом – более 3 приборов.

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

(48)

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

(49)

Рассчитываем сечение по формуле:

(50)

Где: L_расч – расчётная длинна, принимаемая в зависимости от действительной длинны и от схемы соединения измерительных трансформаторов тока, м.

При соединении в неполную звезду: