Проектировании электрической сети понижающей подстанции

В работе рассмотрены четыре варианта схем развития существующей электрической сети. Рассчитаны потокораспределения. Произведен выбор числа параллельных цепей и сечений для каждого варианта схемы сети. Определены потери мощности в каждом варианте. Произведено экономическое сопоставление вариантов, на основании которого выбрано два наилучших варианта (1 и 3) схем развития электрической сети для дальнейших расчетов. Рассчитаны установившиеся режимы в нормальном и послеаварийном режимах для обоих вариантов.
Исходная схема расположения узлов электрической сети приведена на рисунке 1.1.
Масштаб: 1 см – 15 км;
Район проектирования – Урал;
ТMAX нагрузок 4500 часов;
Номер узла сети, для которого будет произведено проектирование понижающей
подстанции – 6.
Данные подстанции узла №6:
Класс напряж ...

СОДЕРЖАНИЕ
РЕФЕРАТ 4
ПЕРЕЧЕНЬ ЛИСТОВ ГРАФИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ 5
ВВЕДЕНИЕ 6
ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ НА ВЫПОЛНЕНИЕ ВЫПУСКНОЙ РАБОТЫ 6
1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ 7
2 ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 9
2.1 Разработка схем развития сети 9
2.2 Выбор сечений линий электропередачи 10
2.3 Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях и схем подстанций 22
2.4 Экономическое сопоставление вариантов развития сети 24
2.5 Расчет установившихся режимов сети 30
3 ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ 32
3.1 Варианты установки трансформаторов на подстанции 32
3.2 Расчет тепловых режимов работы трансформаторов 33
3.3 Технико-экономическое сопоставление вариантов 41
4 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ 44
5 ВЫБОР ГЛАВНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ 48
6 ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ 49
6.1 Выбор выключателей и токоведущих частей 49
6.2 Выбор измерительных трансформаторов 55
7 СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ПОДСТАНЦИИ И ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК 61
8 ГРОЗОЗАЩИТА И ЗАЗЕМЛЕНИЕ НА ПОДСТАНЦИИ 64
9 КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ПОДСТАНЦИИ 65
10 СМЕТНО-ФИНАНСОВЫЙ РАСЧЕТ 66
11 ВЫБОР УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ 67
11.1 Виды повреждений и ненормальных режимов работы трансформаторов 67
11.2 Типы защит понижающих трансформаторов, их назначение и особенности их выполнения 67
12 РАСЧЕТ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ 72
12.1 Расчет токов короткого замыкания 73
12.2 Расчет дифференциальной токовой защиты с ДЗТ-11 75
12.3 Расчет максимальной токовой защиты с пуском по напряжению 79
12.4 Расчет МТЗ от перегрузки 81
13 ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРА НА БАЗЕ МИКРОПРОЦЕССОРНОГО ТЕРМИНАЛА БЭ2704V041 82
13.1 Общие сведения об устройстве шкафа ШЭ2607 041 83
13.2 Подключение защит шкафа ШЭ2607 041 к измерительным трансформаторам тока и трансформаторам напряжения 84
13.3 Конфигурирование терминала БЭ2704V041 85
13.4 Дифференциальная защита трансформатора 86
13.5 Расчет дифференциальной защиты трансформатора 89
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 91
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 93
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Результаты расчета параметров нормального и послеаварийного режимов по программе «RASTR» . 94

Цель данной работы – проектирование электрической сети, подстанции и релейной защиты понижающих трансформаторов.
Задачи выпускной работы:
1. Разработка вариантов схем развития электрической сети, выбор наилучшего варианта по технико-экономическим показателям, расчет электрических параметров электрической сети в нормальном и послеаварийном режимах работы.
2. Выбор числа и мощности понижающих трансформаторов подстанции. Расчет теплового режима зимних и летних перегрузок методом эквивалентных преобразований графиков нагрузок. Выбор схемы электрических соединений РУ ВН и НН, коммутационного оборудования, токоведущих частей, измерительных трансформаторов на сторонах ВН и НН, и системы оперативного тока. Произвести сметно-финансовый расчет по укрупненным показателям стоимости.
3. Выбор устройс тв релейной защиты трансформаторов. Расчет устройств релейной защиты:
- дифференциальной токовой защиты, выполненной на реле ДЗТ-11;
- максимальной токовой защиты с пуском по напряжению от коротких замыканий на сторонах высшего и низшего напряжений трансформатора;
- максимальной токовой защиты от перегрузок.
4. Расчет дифференциальной защиты трансформатора, выполненной с использованием микропроцессорного терминала БЭ2704V041, размещенного в шкафу ШЭ2601 041 производства НПО «ЭКРА».

раб=126 кВб) проверка по длительному току:Выключатели выбираются одинаковые, но проверка выполняется для наиболее нагруженного по следующему неравенству: ;.Форсировочный ток определяем для наиболее нагруженного выключателя при отключении одной из линий 2-6 по данным программы RASTR:Iфор=347 А.Iном=2500 Ав) проверка на электродинамическую стойкость,Iк0 = 4,0 кА,Iдин = 40 кА;iуд < iдин, кА,iдин = 102 кА.г) проверка на отключающую способность: по отключению периодической составляющей,4,00 кА 40 кА;- по отключению апериодической составляющейiaτ<iaном кА.Здесь - предельное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения выключателя.кА.0,36<22,62д) проверка на термическую стойкость;;кА2.с.Здесь - постоянная времени затухания тока короткого затухания для системы,связанной с местом КЗ линиями напряжением 110150 кВ.Параметры выбора выключателя ВГТ110 II40/2500 У1 представлены в табл. 6.1Таблица 6.1 – Параметры выключателя ВГТ110 II40/2500 У1ПараметрПаспортное значениеРасчетное значение, кВ110110, А2500347, кА404,00, А1029,62, кА40, с3; Вк ном = 4800 кА2 ∙сВк=1,04 кА2 ∙сВывод: выключатель ВГТ110 II40/2500 У1 принимаем к установке.Выбор разъединителя 110 кВРазъединители предназначены для создания видимого разрыва между токоведущими частями, выведенными в ремонт. Запрещается отключать с помощью разъединителей токи нагрузки, так как они не имеют дугогасящих устройств. Намечаем к установке разъединитель РГП-2-110/1000.Параметры выбора разъединителя РГП-2-110/1000 представлены в таблице 6.2.Таблица 6.2 – Параметры разъединителя РГП-2-110/1000ПараметрПаспортное значениеРасчетное значение, кВ110110, А1000347, кА809,62, кА31,5, с3, кА2 ∙сВк=1,04 кА2 ∙сВывод: разъединитель РГП-2-110/1000 УХЛ1 принимаем к установке.Выбор выключателя в РУ 10 кВ Выбор выключателей на стороне НН осуществляется по тем же параметрам, что и при выборе выключателей на стороне ВН. При этом отдельно проверяются вводные выключатели (вместе с секционными) и выключатели на отходящих фидерах. Кроме того выбор выключателя в РУ НН должен быть согласован с типом КРУ.В качестве варианта выбора намечаем выключатель LF2-10-31,5/2000. Рассчитаем максимальный рабочий ток, который будет протекать через выключатель при отключении одного из трансформаторов: А; кА2 ∙с.Проверяем выключатель на отключающую способность- по отключению периодической составляющейIк=6,02 ≤Iоткл.ном=31,5 кА;- по отключению апериодической составляющейτ =tc.в+tрз=0,048+0,01=0,058 с,кА.Параметры выбора выключателя LF2-10-31,5/2000 представлены в таблице 6.3.Таблица 6.3 – Параметры выключателя LF2-10-31,5/2000Условие проверкиПаспортное значениеРасчетное значение, кВ1010, кА20,92, кА31,56,02,кА31,56,02,кА12815,41 ,кА2.с29,763,55Вывод: выключатель выбираем для вводных и секционных ячеек.Выключатели для ячеек отходящих линий выбираем на меньший рабочий ток: кА,где «1,5» - коэффициент, учитывающий неравномерность загрузки по фидерам.Остальные расчетные параметры остаются в прежних значениях.Для ячеек отходящих линий выбираем к установке выключатель на меньший номинальный ток: LF2-10-31,5/630 (таблица 6.4).Таблица 6.4 – Параметры выключателя LF2-10-31,5/630Условие проверкиПаспортное значениеРасчетное значение, кВ1010, кА0,630,196, кА31,56,02,кА31,56,02,кА12815,41 ,кА2.с29,763,55Вывод: для ячеек отходящих линий выбирается выключатель LF2-10-31,5/630. Выбор токопроводов на стороне 110 кВТокопроводы на стороне напряжения 110 кВ могут быть выполнены с помощью сталеалюминиевых проводов или алюминиевых труб. В данном проекте выбираем токопроводы из сталеалюминиевых проводов.а) Выбор по условиям рабочего режима.Согласно п.1.3.25 ПУЭ сечения проводников должны быть проверены по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение, Sэк, мм2, определяется по формуле: (23)где Iраб – расчетный ток в час максимума, А;Jэк – экономическая плотность тока для заданного числа часов максимума нагрузки в год, А/мм2 (в рассматриваемом случае Jэк =1,1 мм2). По результатам расчета в программе RASTR А; мм2.Выбираем провод АС 185/29 с А;б) проверка по утяжеленному режиму (при отключении одного из трансформаторов): А;, 400 А<520 А;в) неизолированные проводники, расположенные на открытом воздухе, на термическую устойчивость не проверяются;г) гибкие провода, по которым возможно протекание тока КЗ меньше 20 кА, на динамическую стойкость не проверяются; кА;д) проверка на коронирование.Минимальное сечение по условиям коронирования гибкого провода для кВ - 70 мм2 (согласно ПУЭ, п.2.5.83). Условие выполняется.Вывод: выбираем провод АС 185/29 с А.Выбор токоведущих частей на стороне 10 КвВ закрытых РУ 6-10 кВ ошиновка и сборочные шины выполняют жесткими шинами из алюминия. ,при отключении одного из трансформаторов,При токах до 3 кА применяются одно- и двухполосные шины прямоугольного сечения. Выбираем шины прямоугольного сечения 6х100 мм из сплава АД31Т(однополосные).1). Проверка по допустимому току:Iраб.макс ≤ Iдоп, Iраб.max=0,92 кА Iдоп=1,425 кА, следовательно, допустимо выбрать однополосные шины сечения 6100 мм2.2). Проверка по термической стойкости.Для шин, выполненных из алюминия допустимая температура нагрева при коротком замыкании 200оС, коэффициент C=90 Ас1/2 /мм2 . Исходя из этого определяется минимально допустимое по нагреву сечение : (24)где Bk – тепловой импульс при протекании тока короткого замыкания. .3). По механической прочности.Жесткие шины, укрепленные на изоляторах, представляют собой динамическую колебательную систему, находящуюся под воздействием электродинамических сил и имеющую свои собственные колебания. Если собственные частоты меньше 30 Гц и больше 200 Гц, то механического резонанса не возникает:Определяем длину пролета по условию – частота собственных колебаний будет больше 200 Гц. (25)где l - длина пролета между изоляторами, м. J - момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см4При расположении шин горизонтально,м.Длина пролета должна быть не более 1,5 м.При вертикальном расположении шин см4 м.Выбираем длину пролета между изоляторами 1,5 м, расстояние между фазами - а = 0,4 м, расположение шин – горизонтальное.Напряжения в материале шин от взаимодействия фаз определяем по формуле: (26)где:Wф – момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия. см3;, что меньше доп= 0,7∙разр =0,7∙130 = 91 МПа.Вывод: жесткие однополосные алюминиевые шины прямоугольного сечения марки АД31Т 6х100 механически прочны.Выбор изоляторовВ распределительных устройствах жесткие шины крепятся на опорных изоляторах.Принимаем к рассмотрению изолятор ИОС-10-500 УХЛ1.Выбор изоляторов производится по следующим параметрам.1). По напряжению установки.Uуст≤Uном2). По допустимой механической нагрузке.Fрасч<Fдоп ,где:Fрасч – сила, действующая на изолятор, Н,где:kh – коэффициент, учитывающий расположение шин на изоляторе (=1 – при расположении плашмя), а - расстояние между фазами, м,Fдоп – допустимая нагрузка на головку изолятора, Н,Fдоп=0,6 Fразр = 0,6∙1∙5000 = 3000 Н,где Fразр – разрушающая нагрузка при действии на изгиб, Н.Параметры выбора изоляторов представлены в таблице 6.5.Таблица 6.5 – Выбор изоляторовУсловие выбораПаспортное значение Расчетные данныеUуст Uном, кВ1010Fрасч<Fдоп, Н3000 156,7Вывод: принимаем к установке изоляторы ИОС-10-500 УХЛ1.6.2 Выбор измерительных трансформаторовИзмерительные трансформаторы предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений до значений, наиболее удобных для подключения измерительных приборов, реле защиты, устройств автоматики. Применение измерительных трансформаторов обеспечивает безопасность персонала электроустановок, так как в цепи высшего и низшего напряжения разделены, а также позволяет унифицировать конструкцию приборов и реле. Схема подстанции с измерительными приборами представлена на рисунке 6.1.Рисунок 6.1 – Схема измерений на подстанцииВыбор трансформаторов токаТрансформаторы тока выбирают:1. По конструкции и классу точности.2. По напряжению: 3. По первичному току: 4. По электродинамической стойкости: 5. По термической стойкости: 6. По вторичной нагрузке: Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому ., (27)где – сопротивление приборов; – сопротивление соединительных проводов; – переходное сопротивление контактов., (28)где – мощность, потребляемая приборами.Зная , определяется сечение соединительных проводов:, (29)где – удельное сопротивление материала провода ( = 0,0283 Оммм2/м – провода с алюминиевыми жилами); – расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока и расстояния от трансформаторов тока до приборов:Таблица 6.6 – Расчетная длина проводовСхема1-фазная22-фазная3-фазнаяДля стороны ВН предварительно выбираем трансформатор тока ТФЗМ-110Б-1 У1.Расчет вторичной нагрузки трансформатора тока приведен в таблице 6.7 .Таблица 6.7 - Вторичная нагрузка трансформатора токаИзмерительный приборТипНагрузка по фазам, ВАABCАмперметрЭ-3350,50,50,5ВаттметрД-3350,5–0,5ВарметрД-3350,5–0,5Итого–1,50,51,5 Ом; Ом (при количестве приборов 3); Ом; – включение в неполную звезду для РУ 110 кВ, принимаем м.Определяем сечение соединительных проводов: мм2.По условиям механической прочности сечение должно быть не меньше 4 мм2 для проводов с алюминиевыми жилами. В качестве соединительных проводов принимаем контрольный кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 4 мм2: Ом; Ом.Параметры выбора трансформатора тока сведены в таблицу 6.8.Таблица 6.8 – Выбор трансформатора токаУсловия проверкиРасчетные данныеПаспортные данные, кВ110110, А347200-400, кА9,6242, кА2с 1,04507, Ом1,031,2 (для класса точности 0,5).Вывод: принимаем к установке трансформаторы тока ТФЗМ-110Б-1 У1.Для стороны НН предварительно выбираем трансформатор тока ТОЛ-10-I-7У3. Вторичная нагрузка трансформатора тока вводного выключателя приведена в таблице 6.9.Таблица 6.9 - Вторичная нагрузка трансформатора тока вводного выключателяИзмерительныйприборТипНагрузка по фазам, ВАABCАмперметрЭ-3350,50,50,5ВаттметрД-3350,5–0,5ВарметрД-3350,5–0,5Счетчик активной энергииСА4У-И672М2,52,52,5Счетчик реактивной энергииСР4У-И6762,52,52,5Итого–6,55,56,5 Ом; Ом (при количестве приборов больше 3); Ом; – включение в неполную звезду, принимаем м, м; мм2.По условиям механической прочности сечение должно быть не меньше 4 мм2 для проводов с алюминиевыми жилами. В качестве соединительных проводов принимаем контрольный кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 4 мм2: Ом; Ом.Таблица 6.10 - Выбор трансформатора тока вводного выключателя:Условия проверкиРасчетные данныеПаспортные данные, кВ1010, кА0,922,0, кА15,41100, кА2с3,551600, Ом0,4340,8 (для класса точности 0,5)Вывод: принимаем к установке трансформатор тока вводного выключателя ТОЛ-10-I-7У3.Расчет вторичной нагрузки трансформатора тока фидерного выключателя приведен в таблице 6.11.Предварительно выбираем трансформатор тока ТЛ-10-1 У3.Таблица 6.11 - Вторичная нагрузка трансформатора тока фидерного выключателяИзмерительный приборТипНагрузка по фазам, ВАABCАмперметрЭ-3350,50,50,5Счетчик активной энергииСА3У-И672М2,5-2,5Счетчик реактивной энергииСР3У-И676М2,5-2,5Итого–5,50,55,5 Ом; Ом; Ом; – включение в полную звезду, принимаем – линии 6-10 кВ к потребителям. мм2.По условиям механической прочности сечение должно быть не меньше 4 мм2 для проводов с алюминиевыми жилами. В качестве соединительных проводов принимаем контрольный кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 4 мм2: Ом; Ом. А.Таблица 6.12 - Выбор трансформатора тока фидерного выключателяУсловия проверкиРасчетные данныеПаспортные данные, кВ1010, кА0,2060,8, кА15,41128, кА2с4,67400, Ом0,3120,4 (для класса точности 0,5)кА2с.Вывод: принимаем к установке трансформатор тока фидерных выключателей ТЛ-10-1 У3.Выбор трансформаторов напряжения1. По напряжению установки:.2. По конструкции и схеме соединения обмоток.3. По классу точности.4. По вторичной нагрузке:Расчет вторичной нагрузки трансформатора напряжения на стороне ВН приведен в таблице 6.13.Таблица 6.13 - Вторичная нагрузка трансформатора напряженияНаименование прибораТипМощность одной обмотки, ВАЧисло катушекcossinЧисло приборовОбщая потребляемая мощностьP, ВтQ, ВарВольтметрЭ-3352,011012,0–ВаттметрД-3351,5210515,0–ВарметрД-3351,5210515,0–Итого:32,0– ВА.Параметры выбора трансформатора напряжения приведены в таблице 6.14.Предварительно выбираем трансформатор напряжения НКФ-110-83 У1.Таблица 6.14 - Выбор трансформатора напряженияУсловия выбораРасчетныеданныеТрансформаторнапряженияКласс точности0,50,5, кВ110110, ВА32400х3Вывод: принимаем к установке трансформатор напряжения НКФ-110-83 У1.Для стороны НН предварительно выбираем трансформатор напряжения 3НОЛ.06-10 У3.Расчет вторичной нагрузки трансформатора напряжения приведен в таблице 6.15.Таблица 6.15 - Вторичная нагрузка трансформатора напряженияНаименованиеприбораТипМощность одной обмотки, ВАЧислокатушекcossinЧислоприборовОбщая потребляемая мощностьP, ВтQ, ВарВольтметрЭ-3352,011012,0–ВаттметрД-3351,521013,0–ВарметрД-3351,521013,0–СчетчикактивнойэнергииСА4У-И672М1,530,250,9711,1254,365СчетчикреактивнойэнергииСР4У-И676М3,030,250,9712,258,73СчетчикактивнойэнергииСА3У-И672М1,520,250,9732,258,73СчетчикреактивнойэнергииСР3У-И676М3,020,250,9734,517,46Итого:18,12539,285 ВА.Выбор трансформатора напряжения приведен в таблице 6.16.Таблица 6.16 - Выбор трансформатора напряженияУсловия выбораРасчетные данныеПаспортные данныеКласс точности0,50,5, кВ1010, ВА43,265375=225Вывод: принимаем к установке трансформатор напряжения 3НОЛ.06-10 У3.7 Собственные нужды подстанции и оперативный токОперативный ток на ПС необходим для питания вторичных цепей, к которым относятсяоперативные цепи защиты, автоматики, телемеханики, дистанционного управления, аварийной и предупредительной сигнализации. Всех потребителей электроэнергии, получающих питание от системы оперативного тока, можно разделить на три группы:1) Постоянно включенная нагрузка (аппараты устройств управления, блокировки, релейной защиты). Такие нагрузки невелики и ориентировочно для подстанций 110-500 кВ значение постоянно включенной нагрузки принимают равным 25 А.2) Временная нагрузка, появляющаяся при исчезновении переменного тока во время аварийного режима, токи нагрузки аварийного освещения. Длительность данной нагрузки определяется длительностью аварии и учитывается при выборе аккумуляторной батареи.3) Кратковременная нагрузка (не более 5с). Создается токами включения и отключения приводов выключателей и автоматов, токами нагрузок аппаратов управления, блокировки, релейной защиты.В полной мере требованиям, предъявляемым к системам оперативного тока, отвечает система постоянного оперативного тока. В этом случае при нарушении нормальной работы подстанции (полное погашение шин) сохраняется полная управляемость подстанции, оперативный ток используется также для аварийного освещения, преобразователя оперативной связи, электродвигателей особо ответственных механизмов собственных нужд.Вторым достоинством систем постоянного оперативного тока является способность выдерживать значительные кратковременные перегрузки, которые возникают при наложении толчковых токов включения «тяжелых» (электромагнитных) приводов выключателей.Основные недостатки применения постоянного оперативного тока:- высокая стоимость самой батареи,- значительная сложность и стоимость сети централизованного распределения постоянного оперативного тока,- необходимость в специально оборудованном помещении под аккумуляторную батарею.Для подстанции выбираем систему постоянного оперативного тока, так как подстанция узловая и на стороне ВН установлены одиннадцать выключателей.Потребители системы постоянного токаВсех потребителей энергии, получающих питание от системы оперативного тока, можно разделить на три группы:1) Постоянно включенная нагрузка: аппараты устройств управления, блокировки, сигнализации и релейной защиты, а также постоянно включенная часть аварийного освещения. Так как постоянные нагрузки невелики и в расчетах можно ориентировочно принимать для крупных подстанций 110-500 кВ значение постоянно включенной нагрузки 25 А.2) Временная нагрузка, появляющаяся при исчезновении переменного тока во время аварийного режима: токи нагрузки аварийного освещения, электродвигателей постоянного тока, преобразователей оперативной связи и т.п. Длительность этой нагрузки определяется длительностью аварии и учитывается данная нагрузка при выборе аккумуляторной батареи.При расчете аварийного освещения ориентируемся на данные таблицы 7.1Таблица 7.1 – Параметры аварийного освещенияМесто установки светильниковКоличество светильниковМощность единицы, ВтТок, Апри U=220 ВЗРУ 10 кВ при двух выходах2600,6ОПУ 2600,6Помещение АБ2600,63) Кратковременная нагрузка (длительностью не более пяти секунд) создается токами включения и отключения приводов выключателей и автоматов, пусковыми токами электродвигателей и токами нагрузки аппаратов управления, блокировки, сигнализации и релейной защиты.Значения токов потребляемых выключателями приведены в таблице 7.2Таблица 7.2 – Технические характеристики приводов выключателей и разъединителейТип выключателяТип приводаПотребляемый ток привода, Апри включениипри отключенииВГТ-110ППрК-14002,52,5LF2пружинно-двигательный1,71,7РГП-110ПД-1422Для заряда аккумуляторной батареи и питания потребителей в нормальном режиме работы подстанции выбираем зарядно-подзарядный агрегат ВАЗП-380/260-40/80. Основные параметры устройства:Рном = 31 кВт,Диапазон 1 Uвых = 220-260 В, Iном = 4-80 А,Диапазон 2 Uвых = 260-380 В, Iном = 4-40 А.Выбор трансформаторов собственных нуждПитание собственных нужд (СН) подстанции необходимо для обеспечения работы основного технологического оборудования. Мощность и состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от мощности главных трансформаторов, класса напряжения, типа подстанции, способа обслуживания, типа оборудования и вида оперативного тока.Наиболее ответственными потребителями СН подстанции являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения и т.д. Мощность потребителей СН невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов. Мощность трансформаторов СН (ТСН) выбирается по нагрузке СН с учётом коэффициентов загрузки и одновременности, при этом отдельно учитывается летняя и зимняя нагрузка.В соответствии с ''нормами технологического проектирования подстанций'' на всех двухтрансформаторных подстанциях 35 – 750 кВ устанавливают по два трансформатора собственных нужд. Схема подключения трансформаторов собственных нужд выбирается из условия надёжного обеспечения питанием ответственных потребителей.Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам собственных нужд с учетом коэффициентов загрузки и одновременности. Расчет вторичной нагрузки ТСН приведен в таблице 7.3.Таблица 7.