Напряжение в материале шины, возникающие при воздействии изгибающего момента, Мпа

                                                                                      (6.33)

Где W – момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см3

                                                             (6.34)

Шины механически прочны, если

 – допустимое механическое напряжение в материале шин,

Выбранные шины механически прочны, т.к. 7,86< 75

6.8.         Собственные нужды и оперативный ток.

Состав потребителей собственных нужд подстанции (СН) зависит от мощности трансформаторов, конструктивного выполнения подстанции, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования,  способа обслуживания и вида оперативного тока.

 Наименьшее количество потребителей СН на подстанциях, выполненных по упрощённым схемам, без синхронных компенсаторов – это электродвигатели обдува трансформаторов, обогрева приводов  шкафов КРУН, а также освещение подстанции.

Наиболее ответственными потребителями СН подстанции являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения, электроприёмники компрессорной.

Мощность потребителей СН невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

Мощность трансформаторов СН выбирается по нагрузкам СН с учётом коэффициента загрузки и одновременности, при этом отдельно учитывается летняя и зимняя нагрузки, а также нагрузка в период ремонтных работ на подстанции.

Нагрузка СН  подстанции определяется как по установленной мощности (Ру), с применением  и подсчитывают по формуле:

                                                                 (6.36)

где - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. В ориентировочных расчётах можно принять

При  двух  трансформаторах  СН  с  постоянным  дежурством, мощность трансформаторов выбирается из условия:

                                                                                      (6.37)

 - коэффициент  допустимой  аварийной  перегрузки, его  можно  принять  равным 1,4.

Схема подключения ТСН выбирается из условия надёжного обеспечения питания ответственных потребителей. Выбираем схему питания СН с выпрямленным переменным оперативным током (рис.6.2). Трансформаторы СН присоединяются отпайкой к вводу главных трансформаторов. Такое включение обеспечивает возможность пуска ПС независимо от напряжения в сети 10кВ.

Рис. 6.2 Схема питания собственных нужд.

Таблица 6.10

Нагрузка собственных нужд подстанции.

       Расчётная нагрузка при Кс=0,8:

                                                (6.38)

Принимаем  два  трансформатора  ТМ-100  кВА.  При  отключении  одного  трансформатора,  второй  будет  загружен  на  125,44/100=1,254 , т.е.  меньше  чем  на  40 %, что  допустимо.

6.9.         Выбор ограничителей перенапряжений.

Ограничители перенапряжений являются основным средством ограничения  атмосферных перенапряжений.

Выбор ограничителей перенапряжения производится в соответствии с номинальным напряжением защищаемого оборудования, уровнем электрической прочности его изоляции и наибольшей возможной величиной напряжения частотой 50Гц между проводом и землёй в месте присоединения ограничителя перенапряжений к сети.

Выбираем ограничитель перенапряжения типа

ОПН-П1-110/88/10/2 УХЛ1

7.    Конструктивное выполнение подстанции.

К конструкциям РУ предъявляются следующие основные требования:

1.     Надёжность – применительно к конструкциям РУ надёжность достигается за счёт выполнения  двух основных правил:

-         соблюдение допустимых расстояний между токоведущими частями;

-         взаимное расположение токоведущих частей различных цепей;

2.     Безопасность – применительно к конструкциям РУ безопасность достигается за счёт исключения попадания обслуживающего персонала под напряжение:

-         расположение токоведущих частей на высоте;

-         сооружение ограждений.

3.     Ремонтопригодность – вывод в ремонт какого либо присоединения или внутреннего элемента не должны по возможности, приводить к потере питания исправных.

4.     Пожаробезопасность – сведение к минимуму вероятности возникновения пожара.

5.     Возможность расширения – возможность подключение к схеме новых присоединений без существенных изменений существующей части.

6.     Простота и надёжность – для снижения возможных ошибок эксплуатационного персонала.

7.     Экономичность – минимальная стоимость при условии выполнения выше перечисленных требований.

Классификация РУ делится по типу исполнения и по типу конструкций.

По типу исполнения:

-               открытые РУ (ОРУ) – оборудование, расположенное на открытом воздухе. Достоинство ОРУ – невысокая стоимость, хорошая обозреваемость, высокая ремонтопригодность. Недостатки – большая занимаемая площадь, нет защиты от воздействия внешней среды;

-               закрытые РУ (ЗРУ) – оборудование, расположенное внутри здания. Достоинство ЗРУ – малая занимаемая площадь, защита от воздействия внешней среды, высокая безопасность. Недостатки – высокая стоимость, плохая обозримость, затруднённость проведения ремонтов.

По типу конструкций:

-               сборные РУ – оборудование РУ собирается на месте сооружения;

-                     комплектные РУ (КРУ) – оборудование РУ собирается в блоки (ячейки) на заводе изготовителе, а на месте сооружения из блоков монтируется РУ. Достоинства КРУ – индустриальность изготовления и монтажа, резкое сокращение сроков монтажа (по сравнению со сборными РУ), высокая безопасность. Недостатки КРУ – относительно высокая стоимость и высокая металлоёмкость.

Выбор типа конструкции определяется условиями площади сооружения и климатическими условиями в районе сооружения.

РУ 110кВ выполнено открытыми (ОРУ) по типовой компановке с учётом возможности расширения (габоритах схемы) двойная система сборных шин с обходной). РУ 10кВ выполнено с помощью ячеек

КРУН К-47.

8.    Релейная защита понижающего трансформатора.

Решение  о выборе защиты понижающего трансформатора на подстанции принимается с учётом особенностей её электрической схемы, места в энергосистеме, токов и мощности оборудования, а также вид оперативного тока, применяемого на подстанции.

На трансформаторах номинальной мощностью более 6300кВА устанавливаются следующие виды защит:

-         дифференциальная защита от повреждений в силовом трансформаторе и на его выводах;

-         газовая защита от повреждений внутри бака;

-         максимальная токовая защита (МТЗ) с блокировкой по минимальному напряжению, токовая защита обратной последовательности, дистанционная защита от коротких замыканий во внешней сети.

Вид установленной защиты зависит от мощности силового трансформатора и величины токов короткого замыкания;

-         МТЗ от симметричной перегрузки.

8.1.         Расчёт дифференциальной токовой защиты понижающего трансформатора.

Расчёт дифференциальной токовой защиты выполняется на реле серии ДЗТ-11, рекомендуемого для использования в схемах защиты силовых трансформаторов.

Выбор параметров защиты включает определение первичных токов для всех сторон защищаемого трансформатора. По этим токам определяются вторичные токи в плечах защиты, исходя из коэффициента схемы и коэффициента трансформации трансформаторов тока. Расчёт приведён в табл.8.1

Таблица 8.1

Значение первичных и вторичных токов в плечах защиты.

В качестве основного плеча защиты принимается сторона высшего номинального напряжения трансформатора – сторона110кВ.

Расчёт ТКЗ приведён в разделе 5 настоящей работы. 

Предварительное определение первичного тока срабатывания защиты выполняется с учётом отстройки от броска тока на намагничивание при включении ненагруженного трансформатора  под напряжение. Для двухобмоточных трансформаторов с расщеплённой обмоткой тормозную обмотку, как правило, рекомендуется присоединять на сумму токов трансформаторов тока, установленных в цепи каждой из расщепленных обмоток.

;                                                                    (8.1)

где - первичный номинальный ток основной стороны

Максимальный первичный ток небаланса  в дифференциальной обмотке, используемый для определения числа витков тормозной обмотки БНТ может быть найден по соотношению:

                                                               (8.2)

Определяем числа витков рабочей обмотки БНТ реле для основной стороны 110кВ и для стороны 10кВ, исходя из значения минимального тока срабатывания защиты. Расчёты сводятся в табл. 8.2

Таблица 8.2

Подсчёт числа витков обмотки БНТ реле для основной и не основной сторон трансформатора.

Принимаются к использованию следующие числа витков:  витков, что соответствует:

                                                                            (8.3)

В случае раздельной работы трансформаторов

В случае параллельной работы трансформаторов    

Ток  приведённый к высшему напряжению 110кВ

Ток, протекающий через один трансформатор

Для определения  расчётным является наибольшее значение

Расчёты сводятся в табл. 8.3

Таблица 8.3

Подсчёт числа витков тормозной обмотки.