Модернизация и техническое перевооружение подстанции 220кВ «Приморская».

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

федеральное государственное автономное образовательное учреждение 
высшего образования
"Санкт-Петербургский государственный политехнический 
университет Петра Великого"

Институт энергетики и транспортных систем
Кафедра "Электрические системы и сети"


Работа допущена к защите
Зав. кафедрой, д.т.н., проф.
____________ Е.Н. Попков
"___" _____________ 2016 г.



ДИССЕРТАЦИЯ
на соискание степени магистра

"Модернизация и техническое перевооружение подстанции 220кВ «Приморская» "


Направление: 140400.68 – Электроэнергетика и электротехника
Программа: 140400.68.19 – Передача и распределение электрической энергии, системы электроснабжения 

Выполнил студент 
группы з73212/10							М.В. Шумкин

Руководитель, 
начальник подстанции 220кВ «Приморская»		В.З. Зеленый

Консультанты:
по экономической части
ст.преп.								М.А. Люлина

по вопросам охраны труда
к.т.н., доц.								Т.Т. Каверзнева


Санкт-Петербург
2016 г.


Содержание
ВВЕДЕНИЕ	5
1. Характеристика ПС 220/10 кВ Приморская	6
1.1 Существующее состояние подстанции и факторы, определяющие необходимость реконструкции подстанции	6
1.2 Технические решения реконструкции ПС 220 кВ Приморская.	9
2. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ ПОДСТАНЦИИ	12
3. ВЫБОР ЧИСЛА, МОЩНОСТИ И ТИПА ТРАНСФОРМАТОРОВ	15
4. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ	17
4.1 Приведение элементов схемы к базисным условиям.	18
4.2 Расчет токов КЗ в точках	23
4.3 Расчет ударных токов короткого замыкания для проверки аппаратов и проводников на электродинамическую стойкость	25
4.3 Выбор токоограничивающих реакторов 10кВ	26
5. Выбор основного оборудования ПС 220кВ Приморская	29
5.1 Выбор и обоснование принципиальной электрической схемы	29
5.2 Выбор выключателей 220 кВ	31
5.3 Выбор разъединителей 220 кВ	36
5.4 Выбор трансформаторов тока 220 кВ	38
5.5 Выбор трансформаторов напряжения 220 кВ и 10 кВ	39
5.6 Выбор выключателей 10 кВ	41
5.7 Выбор трансформаторов и схемы собственных нужд	46
5.8 Выбор аккумуляторных батарей	49
5.9 Щит постоянного тока	50
5.10 Выбор ограничителей перенапряжения 220 кВ	54
5.11 Выбор трансформаторов тока 10 кВ	55
5.12 Определение режима работы нейтрали трансформатора и проверка возможности использования установленных на подстанции устройств компенсации емкостных токов замыкания на землю	57
5.13 Выбор жесткой ошиновки 220 кВ	59
5.14 Компоновка подстанции, конструктивные решения	63
6. Обеспечение безопасности при обслуживании ПС 220 кВ Приморская	65
6.1 Общие требования безопасности	65
6.3 Техника безопасности при эксплуатации	69
6.4 Порядок и условия производства работ	71
6.5 Разработка мероприятий по противопожарной безопасности	72
7. ОРГАНИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАТЦИИ И СМЕТНО-ФИНАНСОВЫЙ РАСЧЕТ	75
7.1 Организация эсплуатации	75
7.2 Сметно-финансовый расчет	78
8. Вывод	86
9. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ	87


ВВЕДЕНИЕ
     В наше время вся хозяйственная деятельность построена на использовании электрической энергии. Ни одно производство, ни одно предприятие не может функционировать, не будучи электрифицированным. Поэтому существует необходимость в строительстве новых электроустановок.
     Комплекс взаимосвязанного оборудования и сооружений, предназначенный для производства ил и преобразования, передачи, распределения или потребления электрической энергии, называется электроустановкой.
     Электроэнергия, вырабатываемая на электростанции, поступает на электрические подстанции, на которых происходит преобразование электроэнергии по напряжению, частоте или роду тока.
     Электрические подстанции – это электроустановки, предназначенные для распределения электроэнергии (распределительные подстанции), преобразования электроэнергии одного напряжения в энергию другого напряжения с помощью трансформаторов (трансформаторные подстанции). По способу присоединения к сети подстанции делят на тупиковые, ответвительные, проходные и узловые.
     Тупиковая подстанция – это подстанция, получающая электроэнергию от одной электроустановки по одной или нескольким параллельным линиям.
     Ответвительная подстанция присоединяется глухой отпайкой к одной или двум проходящим линиям. Проходная подстанция включается в рассечку одной или двух линий с двусторонним или односторонним питанием.
     Узловая подстанция - это подстанция, к которой присоединено более двух линий питающей сети, приходящих от двух или более электроустановок.
     В данном курсовом проекте необходимо реализовать задачу расчета и технического перевооружения электрической части проходной подстанции с напряжениями 220/10 кB.
1. Характеристика ПС 220/10 кВ Приморская

1.1 Существующеесостояниеподстанции и факторы, определяющиенеобходимостьреконструкцииподстанции
     Подстанция «Приморская» входит в состав Ленинградской энергосистемы, которая является частью объединенной энергосистемы Северо-Запада.Расположена на территории Приморского района г. Санкт-Петербурга.
     Подстанция введена в работу в 1978 году. Большую долю нагрузки подстанции составляет коммунально-бытовые потребители и сфера услуг (жилые комплексы, торгово-развлекательные центры, предприятия торговли и т.д.).Подстанцию с энергосистемой соединяютдве линии электропередач напряжением 220 кВ. Воздушная линия 220 кВ 205 протяженностью 6,8 км соединяла с подстанцией «Завод Ильич», а воздушная линия 220 кВ Л-205 протяженностью 5,5 км соединяет с Северной ТЭЦ.
     Подстанция Приморская обслуживает таких крупных промышленных потребителей Санкт-Петербурга, как ОАО «Горэлектротранс», ГУП «ТЭК СПБ», ОАО «Метрострой». В частности, от бесперебойной работы подстанции зависит нормальное функционирование 5 линии метрополитена.
     Реконструкция подстанции проводится в рамках реализации Соглашения с Правительством Санкт-Петербурга по выполнению мероприятий для обеспечения надежного электроснабжения и создания условий по присоединению к электрическим сетям потребителей «Северной столицы».
     Существующее ОРУ 220кВ работает по схеме «мостик» с отделителями в цепях силовых трансформаторов, с баковым масляным выключателем У220  в перемычке и неавтоматической ремонтной перемычкой со стороны линий.  В закрытых камерах установлены два трансформатора типа ТРДЦТН-63000/220 мощностью по 63 МВА каждый. В закрытом распределительном устройстве (ЗРУ) расположены 4 секции КРУ 10 кВ, 47 ячеек отходящих линий, 4 ячейки вводных выключателей трансформаторов, 4 ячейки трансформаторов напряжения 10 кВ, 2 ячейки трансформаторов собственных нужд и 4 ячейки компенсирующих устройств – по 1 компенсирующему устройству на каждую секцию 10 кВ.
     Молниезащитавыполнена четырьмя молниеотводами, установленными на существующих порталах на территории подстанции, грозотросом, проходящим над территорией подстанции. На крыше административно-технического здания выполнена молниеотводная сетка.
     Все установленное на подстанции оборудование морально и физически устарело и требует замены, так как отработало 30 лет.
     Ниже, в табл. 1, приведена почасовая нагрузка подстанции, зафиксированная в период зимнего максимума нагрузок в декабре 2010 года.
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      
      Таблица 1
Часы
Мощность по секциям 10 кВ                                                         S МВ·А
Суммарная мощность подстанции S сум. МВ·А

1с. 10кВ Т-1
3с. 10кВ Т-1
2с. 10кВ Т-2
4с. 10кВ Т-2

1
7,3
9,9
7,2
8,0
32,3
2
7,3
10,0
7,3
8,1
32,7
3
7,4
10,0
7,3
8,2
32,7
4
8,2
10,8
8,2
9,1
36,2
5
8,7
11,7
10,0
10,0
40,4
6
8,6
11,6
10,7
9,9
40,8
7
10,1
12,7
11,8
10,8
45,4
8
10,8
12,6
11,7
11,7
46,8
9
10,7
13,4
12,4
12,4
48,8
10
12,6
15,3
14,4
13,4
55,7
11
13,6
15,3
15,5
13,5
57,9
12
13,8
15,3
15,5
13,5
57,9
13
14,4
15,3
15,3
14,4
59,4
14
14,4
15,3
15,2
14,3
59,2
15
15,2
15,0
15,0
14,1
59,2
16
14,4
15,2
15,2
14,1
58,9
17
13,5
14,3
15,2
14,3
57,2
18
13,4
14,3
15,2
14,3
57,1
19
12,6
13,3
14,3
13,3
53,4
20
10,8
12,5
12,5
12,4
48,2
21
10,0
11,7
9,9
11,7
43,3
22
9,1
10,9
9,1
9,0
38,1
23
8,1
10,0
8,2
8,1
34,4
24
7,2
9,9
7,2
8,0
32,3
     
     Из табл. 1 видно, что максимальное потребление мощности подстанции составляет 59,4 МВА.
     В соответствии с поданными заявками на присоединение мощностей, нагрузка подстанции в период до 2025 года увеличится на 66% и составит 100 МВА.Переток мощности через подстанцию в период до 2025 года увеличится до величины 318 МВА.
     Воздушные линии, соединяющие подстанцию с энергосистемой, выполнены сталеалюминевым проводом типа АС-600/72. Длинна ВЛ 220 кВ Л-205 составляет 5,5 км, а ВЛ 220 кВ Л – 225 составляет 6,8 км.
     На рис.1 показано расположение подстанции «Приморская» в Ленинградской энергосистеме.
     
      
     Рис. 1 Расположение ПС Приморская в Ленинградской энергосистеме.
     
1.2 Техническиерешенияреконструкции ПС 220 кВ Приморская.
    Решение генерального плана реконструкции подстанции 220 кВ Приморская,  представленное на л. 3 графической части, прорабатывалось в увязке с существующим взаиморасположением административно-технического здания и с заходами ВЛ 220 кВ.
    Существующее ОРУ 220 кВ подлежит полному демонтажу. На его месте сооружается новое – с металлическими стойками под оборудование на железобетонных фундаментах.
    Поэтапную реконструкцию ОРУ 220 кВ с поочерёдным отключением силовых трансформаторов предлагается выполнить в открытом варианте по схеме «четырёхугольник», с однорядной установкой четырёх выключателей, с полной заменой всего электротехнического оборудования и строительных опорных конструкций. Ввиду стеснённых условий на существующей площадке открытой части подстанции предлагается сборные шины выполнить жесткой ошиновкой на опорных изоляторах, а также принять к установке элегазовые выключатели бакового типа с встроенными трансформаторами тока. Такое решение позволит территориально сократить размеры реконструируемого ОРУ 220 кВ с сохранением существующих линейных опор, расположенных на территории площадки существующего ОРУ 220 кВ.
    Для подъезда к новым баковым элегазовым выключателям сооружается новая автодорога шириной 4,5 м с твердым двускатным покрытием из среднезернистого асфальта.
    В настоящее время на подстанции в закрытых камерах установлены два силовых трансформатора типа ТРДН – 63000/220 мощностью по 63 МВ·А каждый. Размеры существующих трансформаторных камер позволяют осуществить установку в них трансформаторов мощностью 80 МВ·А. Проектом предусмотрена установка трансформаторов типа ТРДЦН – 80000/220.
    Прокладка контрольных кабелей и кабелей 0,4 кВ по территории ОРУ 220 кВ осуществляется в закрытых кабельных лотках и кабельных каналах.
    НаОРУ для обеспечения подходов к оборудованию предусматривается устройство пешеходных дорожек простейшей конструкции с использованием для этой цели кабельных каналов и закрытых кабельных лотков.
     Защита от прямых ударов молнии будет осуществляется при помощи молниеотводов  на новых порталах ОРУ 220кВ, молниезащитными тросами существующих линейных заходов, а так же существующим молниеотводом установленным на крыше здания.
    В ЗРУ 10 кВ, расположенном на первом этаже здания, предполагается поэтапная замена всех существующих ячеек 10 кВ на новые ячейки КРУ с вакуумными выключателями.
    Для созданий нормальных условий труда при проведении работ по ремонту и техническому обслуживанию оборудования и строительных конструкций, проектом предусматривается компоновка подстанции Приморская, допускающая возможность подъезда и работы на выведенном в ремонт оборудовании автокранов, телескопических вышек, инвентарных и передвижных лабораторий без отключения оборудования остающегося в работе.
2. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ ПОДСТАНЦИИ

    Так как характер нагрузки подстанции после реконструкции существенно не изменится, то график нагрузки подстанции после реконструкции будет идентичным графику до реконструкции и отличаться на величину увеличения нагрузки. Результаты расчетов сведем в табл. 2.
     Таблица 2
      Почасовая нагрузка суммарных мощностей 
Часы
Суммарная мощность подстанции до реконструкции Sсум. МВ·А
Суммарная мощность подстанции после реконструкции             Sсум. МВ·А

      
      
1
32,3
54,3
2
32,7
54,9
3
32,7
55,0
4
36,2
60,8
5
40,4
67,8
6
40,8
68,5
7
45,4
76,2
8
46,8
78,7
9
48,8
82,0
10
55,7
93,6
11
57,9
97,3
12
57,9
97,3
13
59,4
99,9
14
59,2
99,4
15
59,2
99,4
16
58,9
98,9
17
57,2
96,1
18
57,1
95,9
19
53,4
89,7
20
48,2
80,9
21
43,3
72,8
22
38,1
64,0
23
34,4
57,8
24
32,3
54,3



    

    Рассчитаем среднеквадратичную нагрузку подстанции по следующей формуле:
    
    МВА       
    Разобьем суточную нагрузку трансформатора на 24 восьмичасовых интервала и в каждом интервале вычислим среднеквадратичную нагрузку.
    Приведем пример расчета для первого восьмичасового интервала.
    
МВА.
    Для дальнейших расчетов понадобится максимальная среднеквадратичная нагрузка за восьмичасовой интервал.Расчеты сведены в табл. 3.
     Таблица 3
N
      Интервал времени

1-8
      2-9
      3-10
      4-11
      5-12
      6-13
      7-14
      8-15
      9-16
      10-17
      11-18
      12-19
1
54,3
      54,9
      55,0
      60,8
      67,8
      68,5
      76,2
      78,7
      82,0
      93,6
      97,3
      97,3
2
54,9
      55,0
      60,8
      67,8
      68,5
      76,2
      78,7
      82,0
      93,6
      97,3
      97,3
      99,9
3
55,0
      60,8
      67,8
      68,5
      76,2
      78,7
      82,0
      93,6
      97,3
      97,3
      99,9
      99,4
4
60,8
      67,8
      68,5
      76,2
      78,7
      82,0
      93,6
      97,3
      97,3
      99,9
      99,4
      99,4
5
67,8
      68,5
      76,2
      78,7
      82,0
      93,6
      97,3
      97,3
      99,9
      99,4
      99,4
      98,9
6
68,5
      76,2
      78,7
      82,0
      93,6
      97,3
      97,3
      99,9
      99,4
      99,4
      98,9
      96,1
7
76,2
      78,7
      82,0
      93,6
      97,3
      97,3
      99,9
      99,4
      99,4
      98,9
      96,1
      95,9
8
78,7
      82,0
      93,6
      97,3
      97,3
      99,9
      99,4
      99,4
      98,9
      96,1
      95,9
      89,7
Sсркв
65,2
      68,7
      73,7
      79,0
      83,4
      87,4
      91,0
      93,8
      96,1
      97,8
      98,0
      97,1
Расчет максимальной среднеквадратичной нагрузки за восьмичасовой интервал
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     Продолжение таблицы 3
N
      Интервал времени

13-20
14-21
15-22
16-23
17-24
18-01
19-02
20-03
21-04
22-05
23-06
24-07
1
99,9
99,4
99,4
98,9
96,1
95,9
89,7
80,9
72,8
64,0
57,8
55,0
2
99,4
99,4
98,9
96,1
95,9
89,7
80,9
72,8
64,0
57,8
55,0
54,3
3
99,4
98,9
96,1
95,9
89,7
80,9
72,8
64,0
57,8
55,0
54,3
54,9
4
98,9
96,1
95,9
89,7
80,9
72,8
64,0
57,8
55,0
54,3
54,9
55,0
5
96,1
95,9
89,7
80,9
72,8
64,0
57,8
55,0
54,3
54,9
55,0
60,8
6
95,9
89,7
80,9
72,8
64,0
57,8
55,0
54,3
54,9
55,0
60,8
67,8
7
89,7
80,9
72,8
64,0
57,8
55,0
54,3
54,9
55,0
60,8
67,8
68,5
8
80,9
72,8
64,0
57,8
54,3
54,3
54,9
55,0
60,8
67,8
68,5
76,2
Sсркв
95,2
92,1
88,1
83,3
78,1
72,9
67,4
62,5
59,6
58,9
59,5
62,1
    
    Максимальная среднеквадратичная нагрузка равна 98,0 МВА.
3. ВЫБОР ЧИСЛА, МОЩНОСТИ И ТИПА ТРАНСФОРМАТОРОВ

    
    Для определения номинальной мощности трансформатора воспользуемся следующей формулой:
    ,	МВА,	
    где Sср кВ - среднеквадратичная нагрузка подстанции;
    kд.п. - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора равный 1,4, согласно [ГОСТ 14209-97];
    n - количество трансформаторов на подстанции.
    МВА.
    Предварительно выберем трансформатор номинальной мощностью 80 МВ?А.
    Определим коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме по следующей формуле:
    	
    .
    В нормальном режиме коэффициент загрузки трансформатора не должен превышать значение 0,7.
    ВЪнашемъслучаекоэффициент загрузки равен 0,61 ,следовательновЪнормальномЪрежимеЪтрансформаторперегрузок не испытывает.
    Определим коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме:
    ,				
    .
    
    В послеаварийном режиме коэффициент загрузки не должен превышать значение 1,4.
    В послеаварийном режиме , трансформатор недопустимых перегрузок не испытывает.
    Для установки предварительно выбираем 2 трансформатора типаТРДЦН - 80000/220/10-10 (трансформатор трехфазный с расщепленной обмоткой низкого напряжения с принудительной циркуляцией масла и воздуха с устройством РПН). Технические данные приведены в табл. 4.
    
     Таблица 4
      Технические характеристики силового трансформатора
      Тип
Номинальная
мощность
Sном МВА
Uном обмоток
кВ
uк %
?Рк
кВт
?Рх
кВт
Iх
%
      

ВН
 НН




ТРДЦН 80 000/220/10-10
80
220
10,5-10,5
12,5
300
50
0,4
4. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
    При проектировании систем электроснабжения учитывают не только нормальные, продолжительные режимы работы электроустановок, но и аварийные режимы. Одним из аварийных режимов является короткое замыкание.
Причинами коротких  замыканий различны : механические повреждения изоляции, набросы посторонних предметов на провода воздушных линий электропередачи, удары молнии в линии электропередачи, разрушение кабелей при земляных работах, поломка фарфоровых изоляторов, износ изоляции, увлажнение изоляции, перекрытие между фазами и т. д.
    Последствиями коротких замыканий являются резкое увеличение тока в короткозамкнутой цепи и снижение напряжения в отдельных точках системы. Увеличение тока в ветвях электроустановки, примыкающих к месту короткого замыкания, приводит к значительным механическим воздействиям на токоведущие части и изоляторы, на обмотки электрических машин. Прохождение больших токов вызывает повышенный нагрев  токоведущих частей и изоляции, что может привести к пожару в распределительных устройствах, в кабельных сетях и других элементах электроснабжения.
    Расчет токов короткого замыкания производится для выбора аппаратов, проводов, шин и кабелей. Поэтому расчетным является наиболее тяжелый эксплуатационный режим (форсированный).	 Нагрузки в расчете токов КЗ не учитываются, так как они значительно электрически удалены от расчетных точек короткого замыкания. Для выбора аппаратов и проводников в качестве расчетных точек КЗ принимаются: сборные шины ВН или выводы трансформаторов со стороны ВН, сборные шины СН и НН.
	Расчет токов при трехфазном КЗ выполняют в следующем порядке:
- для рассматриваемой установки составляют расчетную схему;
- по расчетной схеме составляют электрическую схему замещения;
- путем постепенного преобразования приводят схему замещения к простому виду - так, чтобы каждый источник питания или группа источников с результирующей ЭДС были связаны с точкой КЗ одним сопротивлением xрез ;
- определяют начальное значение периодической составляющей тока КЗ (I”), затем ударный ток КЗ (iу).

4.1 Приведение элементов схемы к базисным условиям.
  Базисная мощность: Sб=1000 МВА
  В качестве базисного напряжения принимается среднее эксплуатационное напряжение той ступени, на которой предполагается короткое замыкание (230, 10,5 кВ).
  Базисный ток: 
  
  Сопротивления элементов цепи в относительных единицах при базисных условиях.
 ЛЭП.
  Индуктивное сопротивление ЛЭП 220 кВ (АС600, АСО600):  x0=0,403 Ом/км.(табл. 3.3 [1])
  
  
  
  
  
  
  
  
  2) Система:
  Мощности КЗ на шинах системы: 
  
  
3) Трансформаторы
ПС 268 «Приморская»
2 х ТРДЦН-80000/220 

  
ПС 263 «Полупроводники»
2 х ТРДЦН-80000/220 
  
ПС «Проспект испытателей» 
2 х ТРДН-80000/220 
  

ПС 410 «Парголово»
2 х ТРДН-25000/220 

  
ПС 15 «Завод Ильич»
2 х АТДЦТН-250000/220/110
  ТЭЦ 21 «Северная»
2 х АТДЦТН-200000/220/110
  
5 х ТДЦ-125000/110
  
  4)Генераторы
     5 х ТВФ-120-2У3
  
  

  Рис. 2 Расчётная схема замещения района ГПС Приморская.
      
      
      
      
      
      
      
      
4.2 Расчет токов КЗ в точках
4.2.1 Расчет токовКЗ в точкеК1
     

Рис. 3 Расчётная схема замещения прямой последовательности в точке К1
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
   
Базисный ток: 
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ:
  
4.2.2 Расчет токов КЗ в точке К2

Рис. 4 Расчётная схема замещения прямой последовательности в точке К2
  
Базисный ток: 
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ:
  
      
4.3 Расчет ударных токов короткого замыкания для проверки аппаратов и проводников на электродинамическую стойкость
      При удаленном к.з. 
      
       где  — ток к.з. от всех источников. 
Постоянную времениТаи ударный коэффициент kу находят через результирующие активные и индуктивные сопротивления цепи к. з. В данном случае воспользуемся средними значениямиТаи kу  для характерных точек электрической системы.[2]
На шинах РУ 220кВ:  Та=0,03с  ?k_у=1+е?^(-0,01/Та)=1,717
На шинах РУ 10кВ: Та=0,08с  ?k_у=1+е?^(-0,01/Та)=1,882

Определяем ударные токи:




Сведем результаты расчета трехфазного КЗ в табл. 5:
  
  Таблица 5
  Результаты расчета 3х фазного короткого замыкания
Точка КЗ
In0
iуд
К1
10,829 кА
26,34 кА
К2
21,14 кА
56,804 кА
      
4.3 Выбор токоограничивающих реакторов 10кВ
      Ток трехфазного короткого замыкания на стороне 10кВ составляет 41,55 кА.Установка коммутационных аппаратов и оборудования на столь высокий ток дорогостояще и не целесообразно. Для ограничения токов короткого замыкания на стороне 10кВ принимаем два токоограничивающих реактора установленных за автотрансформаторами в КРУ 10кВ. 

Рис.5

Расчет проведем в именованных единицах
    Определяем номинальный ток на стороне 10 кВ:
    
    
    
    Т.к. обмотка трансформатора расщеплена, то для одной полуобмотки: 
    Iном /2 = 2209А. 
    Определяем максимальный рабочий ток полуобмотки трансформатора при перегрузе трансформатора:
    
    Iраб.длит.=Кпер.·Iном.=1,4·2209=3093 А.
    
Зная ток в точке КЗ, определим ХрезК2
x_резК2=U_ср/(?3?I_(п0 К2) )=10.5/(?3?21.14)=0,287 Ом

Ограничим ток за реактором до значения Iдоп= 12 кА.
Тогда
x_резК3=U_ср/(?3?I_доп )=10.5/(?3?12)=0,505 
x_р=x_резК3-x_резК2=0,218 Ом

 Выбираем реактор РТСТГ 10-3200-0,22

Уточним значение тока КЗ за реактором:
I_с=U_ср/(?(x?_р+x_резК2)??3)=10,5/((0,220+0,287)??3)=11, 97 кА
Ударный ток КЗ за реактором:
iудmax=?2·Iс·kуд=?2·11,97·1,9=32,07 кА
      
      
      
5. Выбор основного оборудования ПС 220кВ Приморская
5.1 Выбор и обоснование принципиальной электрической схемы
     В соответствии со стандартом организации ОАО «ФСК ЕЭС» СТО 5694 7007-29.24030.010.2008 для реконструкции ПС 220 кВ «Приморская» рассмотрим 2 варианта схемы ОРУ 220 кВ и выберем наиболее оптимальный.
     
     1 вариант:
     Схема «мостик» с выключателями в цепях линии и трансформатора и дополнительной неавтоматической ремонтной перемычкой со стороны линии (рис. 6).
     Данная схема применятся для транзитных двухтрансформаторных подстанций с двухсторонним питанием при необходимости сохранения в работе двух трансформаторов при КЗ на ВЛ в нормальном режиме работы подстанции.
     В такой схеме используются 5 выключателей и 12 разъединителей 220 кВ.
     2 вариант:
     Схема «четырехугольник» (рис. 7).
     Данная схема применяется для двухтрансформаторных подстанций, питаемых по 2 ВЛ при необходимости секционирования транзитной ВЛ. Схема является альтернативой схемам мостиков и по многим показателям является предпочтительной.
     В этой схеме используется 4 выключателя и 12 разъединителей 220 кВ.
     
    Рис. 6. Схема «мостик» с выключателями со стороны линии и трансформатора и дополнительной неавтоматической ремонтной перемычкой
     
    Рис. 7. Схема «четырехугольник»
     
    В обеих схемах устанавливается одинаковое количество разъединителей, но в схеме «четырехугольник» устанавливается на один выключатель меньше, чем в схеме «мостик». Исходя из этого, для выполнения ОРУ 220 кВ примем схему «четырехугольник».
5.2 Выбор выключателей 220 кВ
    3.1.1. Выключатели 220кВ
    Высоковольтные выключатели выбираются по виду установки, номинальному току, номинальному напряжению, отключаемому току и мощности короткого замыкания. Выключатели проверяются на динамическую и термическую устойчивость токам короткого замыкания.
    Места установки выключателей (внутренних или наружных устройств) определяются условиями задания.
    1) Выбор выключателей ОРУ 220 кВ
    Выбор выключателей производится:
    1)по напряжению
    
    2)по рабочему утяжеленному току
    ;
    3) по отключающейспособности. 
    В первую очередь производится проверка на симметричный ток отключения
    ,
    где - действующеезначениепериодической составляющей тока короткого замыкания в момент ? начала расхождениядугогасительныхконтактов;
     – номинальный ток отключения, кА.
    С учетом того, что рассматриваемые точки КЗ находятся на подстанции, в удалении от источников питания, ток КЗ можно принять незатухающим:
    
    Затем проверяется способность выключателя отключить асимметричный ток короткого замыкания, т. е. полный ток короткого замыкания с учётом апериодической составляющей 
    
    
    где - апериодическая составляющаятока короткого замыкания в момент расхожденияконтактов?; 
     – номинальноезначениеотносительногосодержания апериодической составляющей в отключаемомтоке короткого замыкания; ? - наименьшеевремя от начала короткого замыкания до моментарасхождениядугогасительныхконтактов,
    ,
    где= 0.01 с – минимальноевремядействиярелейнойзащиты;
     – собственноевремяотключения выключателя.
    На электродинамическуюстойкостьвыключатель проверяется по предельномусквозному току короткого замыкания:
    
    
    где- начальноезначениепериодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя;
     – действующеезначениепредельногосквозноготока короткого замыкания (по справочнику); 
     - ударный ток короткого замыкания в цепи выключателя;
    - амплитудноезначениепредельногосквозноготока короткого замыкания (по каталогу).
    На термическуюстойкостьвыключатель проверяется по тепловому импульсу
     
    
    где – тепловойимпульс по расчёту; 
     – предельный ток термическойустойчивости по каталогу;
    – длительностьпротеканиятокатермическойустойчивости, с.
    Так как при различных местах КЗ (на шинах и на присоединениях) токи КЗ различаются крайне незначительно, целесообразно установить однотипные выключатели для всего ОРУ, с выбором их по максимальным токам КЗ из рассчитанных.
    
    
    
    Из таблицы 5:

    
    
    
Выбираемвыключатель 3AP1DT-245/ЕКфирмы Siemens.
    Выключатель имеет пружинный привод и встроенные трансформаторы тока (по 4 защитных и одному измерительному на каждый полюс). Для работы при низких температурах выключатель оснащен системой электроподогрева элегаза, автоматически включающейся при температуре окружающего воздуха —25 ?С и отключающейся при температуре выше минус 25 ?С. Контроль утечки элегаза из полюсов выключателя, объединенных в единую газовую систему, осуществляется при помощи сигнализатора плотности. Выключатель снабжен аварийной разрывной мембраной. Обогрев бака выключателя позволяет использовать их в условиях крайнего севера при температурах до -55 °С.
    
    
    
    
    где  – время срабатывания релейной защиты, для ступени высокого напряжения принимаем 0,1 сек
    
    
    
    Выполнимпроверкуданного выключателя:
    
    
    
    
    
    Данные по выбору выключателей220кВ автотрансформатора сведены в табл. 6. 
    
     
     Таблица 6. 
    .
Расчётная величина
Условие выбора
Каталожные данные выключателя
Uуст=220 кВ
Iраб.утяж=0,201 кА
Iпо=12,107 кА
iу=26,34  кА
Iп0 =12,107 кА
?=5,054
Вк=2,78*107 А2с
?
?
?
?
?
?
?
Uном=220 кВ
Iном=1,6 кА
Iдин=20 кА
iдин=50 кА
Iоткл=20 кА
?ном=40
I2тер·tтер=7,5*109 А2с
    
    Параметры выключателя удовлетворяют расчетным условиям, поэтому выбираем выключатель 3AP1DT-245/ЕК.
    Выключатель состоит из трех полюсов с общим приводом. Полюса крепятся на металлической раме. Полюс выключателя представляет собой герметичный резервуар, выполненный из алюминия, в котором размещено одноразрывное автопневматическое дугогасительное устройство. На патрубки резервуара выключателя установлены трансформаторы тока. Внутренние полости выключателя и трансформатора тока заполнены элегазом (под одним избыточным давлением), служащим изоляционной и дугогасительной средой.
    Общий вид, габаритные и установочные размеры выключателей приведены на рис. 8. 
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    Рис. 8. Общий вид, габаритные и установочные размеры
    Выключатели поставляются практически в собранном виде, заполненные элегазом (гексафторид серы – SF6) до транспортного давления, что обеспечивает сохранность заводской регулировки и предельно упрощает наладку и монтаж, и комплектуются всем необходимым, в том числе специальным оборудованием для закачки и контроля элегаза.
    Экологически чистые выключатели не требуют замены элегаза в течение всего срока службы,   не   нуждаются   в   особых мерах по технике безопасности допускают подпитку элегазом без снятия напряжения с выключателя. 
    Выключатели просты в наладке и эксплуатации и имеют пружинный привод.
    Преимущества:
 Заземленный резервуар 
 Низкий центр тяжести обеспечивает повышенную сейсмостойкость 
 Имеет встроенные трансформаторы тока 
 Минимальное время монтажа 
 Минимальная необходимость в обслуживании 
 Автоматическое включение и отключение электроподогрева элегаза 
 Высокий механический и коммутационный ресурс 
 Высокие пожаро- и взрывобезопасность 
 Большой межремонтный период (20 лет), длительный срок эксплуатации (40 лет), гарантийный период 5 лет.
5.3Выбор разъединителей 220 кВ
Выбор разъединителей производится:
а) по напряжению;
б) по току;
в) по электродинамической устойчивости;
г) по термической устойчивости.
    Предварительно выберем  разъединители типа РГН.2-220.II/2000-55 УХЛ1, РГН.1а-220.II/2000-55 УХЛ1.Расшифровка условных обозначений приведена в табл. 7.
     Таблица 7
    Р
    - разъединитель;
    Г
    - горизонтально-поворотного типа;
    Н
    - уровень изоляции по ГОСТ 1516.3;
    2,1
    - количество заземлителей на полюс;
    а,б
    - расположение заземлителей
    а – со стороны ведущей колонки
    б – со стороны ведомой колонки;
    220
    - класс напряжения сети, кВ;
    II
    - степень загрязненности по ГОСТ 9920;
    2000
    - номинальный ток, А;
    55
    - ток К.З., кА;
    УХЛ 1
    - климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150.
    Технические характеристики разъединителей приведены в табл.8.
     Таблица 8
    Тип
Uнаиб.
 кВ
Iном,
А
iдин,
кА
iтерм,
кА
tтерм ,
с
    РГН.2-220.II/2000-55 УХЛ1
    РГН.1а-220.II/2000-55 УХЛ1
252
2000
138
55
3
    
    Данные по выбору разъеденителей сведены в табл. 9. 
     Таблица 9
Расчётное значение
Условие выбора
Каталожные данные разъединителей
Uуст=220 кВ
Iраб.утяж=0,201 кА
iу=26,34   кА
Вк= А2с
?
?
?
?
Uном=220 кВ
Iном=2 кА
Imдин=138 кА
I2тер·tтер=9,08*109 А2с
    
    Параметры разъединителей  удовлетворяют расчетным условиям, поэтому выбираем разъединители РГН.2-220.II/2000-55 УХЛ1, РГН.1а-220.II/2000-55 УХЛ1
5.4Выбор трансформаторов тока 220кВ
    Измерительные трансформаторы тока  представляют собой аппараты для преобразования токов первичных цепей в стандартные токи (5 или 1А) для измерительных приборов, устройств релейной защиты и автоматики. 
    Трансформаторы тока выбираются по условиям:
    - по напряжению установки
       ;						
    	- по току  
     
    Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей; 
    - по конструкции и классу точности ;
    - по электродинамической стойкости  
       ;
    - по термической стойкости  
      ;
    Предварительно выберем трансформаторы тока типа ТГФМ-220II.
    Технические данные трансформатора тока приведены в табл. 10.
     Таблица 10
№ пп
    Наименование параметра
Ед. изм.
Значение
1.
Номинальное напряжение
кВ
220
2.
Наибольшее рабочее напряжение
кВ
252
3.
Номинальный первичный ток
А
2000
4.
Номинальный вторичный ток
А
1
5.
Номинальная частота
Гц
50
6.
Ток термической стойкости
кА
50
7.
Ток электродинамической стойкости
кА
125
8.
Время протекания тока термической стойкости
сек
3
7.
Класс точности

0,2S
8.
Климатическое исполнениеи категория размещения по ГОСТ 15150.

УХЛI
     
    Данные по выбору трансформаторов тока 220кВ сведены в табл. 11. 
     Таблица 11
Расчётное значение
Условие выбора
Каталожные данные 
Uуст=220 кВ
Iраб.утяж=0,201 кА
iу=26,34   кА
Вк= А2с
?
?
?
?
Uном=220 кВ
Iном=2 кА
Imдин=125 кА
I2тер·tтер=7,5*109 А2с

Трансформаторы тока типа ТГФМ-220II полностью удовлетворяют условиям.
5.5Выбор трансформаторов напряжения 220 кВ и 10 кВ
    Трансформатор напряжения (ТН) предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или 100/  В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.
    Первичная обмотка включена на напряжение сети, а к вторичной обмотке присоединены параллельно катушки измерительных приборов  и  реле. Для безопасности обслуживания один выход вторичной обмотки заземлен.
    ТН в отличие от трансформатора тока работает в режиме близком к холостому ходу, так как сопротивление параллельных катушек приборов и реле большое, а ток потребляемый ими не велик.
    Измерительные ТН подключают к сборным шинам. От них питаются катушки напряжения измерительных приборов, приборы контроля изоляции, устройства релейной защиты.
    В зависимости от номинальной погрешности различают классы точности 0.2, 0.5, 1, 3.
    Погрешность зависит от конструкции магнитопровода, магнитной проницаемости стали и от   вторичной нагрузки. В конструкции ТН предусматривается компенсация погрешности по напряжению путем некоторого уменьшения числа витков первичной обмотки.
     Трансформаторы напряжения выбирают по напряжению установки, классу точности и по вторичной нагрузке.
     
5.5.1 Выбор ТН на 220 кВ.

    Выбираем трансформатор напряжения емкостного типа НДКМ-220УХЛ1. Технические данные трансформатора напряжения приведены в табл. 12.
       Таблица 12
    Наименование параметра
    Значение
    Номинальное первичное напряжение, кВ
    
    Наибольшее рабочее первичное напряжение, кВ
    
    Номинальное напряжение основной вторичной обмотки №1, кВ
    
    Номинальное напряжение основной вторичной обмотки №2, кВ
    
    Номинальное напряжение основной вторичной обмотки №3, кВ
    0,1
    Номинальная мощность, ВА, основной вторичной обмотки №1 в классе точности 0,2
    30
    Номинальная мощность, ВА, основной вторичной обмотки №2 в классах точности 
0,2
0,5
1,0
    
    
    120
    200
    400
    Предельная мощность, ВА (вне классов точности)
    1 200
    Климатическое исполнениеи категория размещения по ГОСТ 15150.
    УХЛ1

5........................