Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Энергетика является основой развития производственных сил в любом государстве. Энергетика обеспечивает бесперебойную работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, коммунальных хозяйств. Электроэнергетика - это отрасль промышленности, занимающаяся производством электроэнергии на электростанциях и передачей ее потребителям. Электроэнергетика является базовой отраслью российской экономики, обеспечивающей электрической и тепловой энергией внутренние потребности народного хозяйства и населения, а также осуществляющей экспорт электроэнергии в страны СНГ и дальнего зарубежья. Устойчивое развитие и надежное функционирование отрасли во многом определяют энергетическую безопасность страны и являются важными факторами ее успешного экономического развития.

За последние годы в электроэнергетике России произошли радикальные преобразования: изменилась система государственного регулирования отрасли, сформировался конкурентный рынок электроэнергии, были созданы новые компании. Изменилась и структура отрасли: было осуществлено разделение естественно монопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) функций; вместо прежних вертикально-интегрированных компаний, выполнявших все эти функции, созданы структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности. Магистральные сети перешли под контроль Федеральной сетевой компании, распределительные сети интегрированы в межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), функции и активы региональных диспетчерских управлений были переданы общероссийскому Системному оператору (СО ЕЭС). Активы генерации в процессе реформы объединились в межрегиональные компании двух видов: генерирующие компании оптового рынка (ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК). ОГК объединили электростанции, специализированные на производстве почти исключительно электрической энергии. В ТГК вошли главным образом теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые производят как электрическую, так и тепловую энергию. Шесть из семи ОГК сформированы на базе тепловых электростанций, а одна (РусГидро) - на основе гидрогенерирующих активов.

ЕЭС России - сложнейший автоматизированный комплекс электрических станций и сетей, объединенный общим режимом работы с единым центром диспетчерского управления (ДУ). Основные сети ЕЭС России напряжением от 330 до 1150 кВ объединяют в параллельную работу 65 региональных энергосистем от западной границы до Байкала. Структура ЕЭС позволяет функционировать и осуществлять управление на 3х уровнях: межрегиональном (ЦДУ в Москве), межобластном (объединенные диспетчерские управления) и областном (Местные ДУ). Такая иерархическая структура в сочетании с противоаварийной интеллектуальной автоматикой и новейшими компьютерными системами позволяет быстро локализовать аварию без значительного ущерба для ЕЭС и зачастую даже для местных потребителей.

Энергетика Дагестана

В результате реформирования электроэнергетики из ОАО «Дагэнерго» выделились пять компаний по видам деятельности. Отделившись от производства электроэнергии (генерация) и её реализации конечному потребителю (энергосбыт) компания, сохранившая за собой бренд ОАО «Дагэнерго», трансформировалась в распределительную сетевую компанию (РСК) и структурно находилась под управлением Межрегиональной сетевой компании Центра и Северного Кавказа. После ряда реорганизаций с 1 апреля 2008 года активы ОАО «Дагэнерго» консолидированы в рамках единой на Северном Кавказе крупной и более привлекательной для инвесторов компании - ОАО «МРСК Северного Кавказа», а в Республике Дагестан создан филиал ОАО «МРСК Северного Кавказа» - «Дагэнерго». 14 января 2010 года решением Совета директоров ОАО «МРСК Северного Кавказа» было создано ОАО «Дагэнергосеть».

Основными задачами ОАО «Дагэнергосеть» являются:

* Транспортировка электроэнергии по распределительным сетям напряжением от 0,4 до 110 кВ;

* Надежное электроснабжение потребителей электроэнергией;

* Присоединение новых потребителей к электросетевой инфраструктуре.

В настоящее время в состав филиала « Дагэнерго» входят пять производственных участков электрических сетей (ПУЭС): ПУ Центральных электрических сетей, ПУ Дербентских электрических сетей, ПУ Северных электрических сетей, ПУ Гергебельских электрических сетей, ПУ Затеречных электрических сетей; 35 районных электрических сетей (РЭС), в том числе 31 РЭС, обслуживающих электрические сети сельскохозяйственного назначения и четыре РЭС - городские электрические сети городов Буйнакска, Дербента, Хасавюрта, Избербаша.

Вопросы экологии

Производство энергии, являющееся необходимым средством для существования и развития человечества, оказывает воздействие на природу и окружающую человека среду. Основу жизни человека составляет окружающая природная среда, а основу современной цивилизации - ископаемые природные ресурсы и вырабатываемая из них энергия, включая самый технологичный ее вид - электроэнергию.

Современный период развития человечества иногда характеризует через три вида: энергетика, экономика и экология. Энергетика в этом ряду занимает особое место. Она является определяющей и для экономики и для экологии. Самые острые экологические проблемы прямо или косвенно связаны с производством, либо с использованием энергии. Энергетика порождает свои экологические проблемы не только в химическом, но и в других видах загрязнения: тепловом, аэрозольном, электромагнитном, радиоактивном.

В настоящее время именно тепловой энергетике принадлежит определяющая роль в производстве электроэнергии во всем мире. Поэтому будущее энергетики будет существенно зависеть от обеспечения допустимого уровня воздействия тепловых электростанций на окружающую среду. Основное направление в решении экологических проблем теплоэнергетики состоит в создании экологически чистых тепловых электростанций, отвечающих нормативным экологическим требованиям. В заключение хочется подчеркнуть, что развитие электроэнергетики любой страны должно рассматриваться с позиций глобального взаимодействия ее с окружающей средой.



1. Проектирование подстанции 110/35/10 кВ

1.1 Исходные данные для проектирования подстанции

1.1.1 Характеристика объекта проектирования

На подстанции «Рассвет» 110/35/6 кВ в настоящее время, установлено следующее основное оборудование выпуска шестидесятых и семидесятых годов:

1. ОРУ-110 кВ (выполнено по схеме «мостиковая с выключателями в цепи трансформаторов»)

- выключатели ВМТ-110 Б/1250 УХЛ 1

- разъединители РНДЗ-110/1000-У1

- трансформаторы тока ТФНД-110М

2. ОРУ-35 кВ (выполнено по схеме «мостиковая с выключателями в цепи трансформаторов»)

- выключатели ВТ-35-630-12,5

- трансформаторы тока ТФНД-35М

- трансформаторы напряжения ЗНОМ-35

3. ЗРУ-6 кВ (выполнено по схеме «двойная система шин»)

- трансформаторы напряжения НАМИ-6

- трансформаторы тока ТЛМ-10

- КРУ К-26

4. Трансформаторы типа: - Т1: ТДТН-10000/110 кВ и

Т2: ТДТН-16000/110 кВ.

5. На подстанции имеется заземляющее устройство, молниезащита, и освящение.

Для питания собственных нужд подстанции предусмотрены два трансформатора типа ТМ-100/6 и ТТО-40/6, подключённых к первой и второй с.ш. 6 кВ.

За время эксплуатации, а также в силу достижений в науке и технике, оборудование, установленное на подстанции, морально и физически устарело, следовательно, не обеспечивает требуемой надежности, так как утратило свой ресурс.

1.1.2 Существующее состояние подстанции и факторы, определяющие необходимость расширения и реконструкции подстанции

Подстанция 110/35/6 кВ «Рассвет» состоит из основного оборудования выпуска шестидесятых и семидесятых годов. Многое оборудование практически исчерпало свой ресурс. Необходимо заменить устаревшее оборудование.

На подстанции установлены: два трансформатора Т-1 ТДТН-10000/110 и Т-2 ТДТН-16000/110, которые питаются по ВЛ-110 кВ от линий Л-113 и Л-104, с учетом увеличения нагрузки необходимо заменить трансформатор Т1 на новый более мощный. Регулирование напряжения на шинах 6 кВ подстанции осуществляется с помощью устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов Т1, Т2 автоматически или дистанционно. В цепи линий установлены аппараты, необходимые для эксплуатационных включений и отключений линий, для их отключений при чрезмерных перегрузках и коротких замыканиях, а также для отсоединения аппаратов линий от сборных шин или от сети при их ремонтах.

В 2015 году к подстанции «Рассвет» планируется подключение машиностроительного предприятия, что, ведет к увеличению нагрузки на подстанции. Увеличение нагрузки в свою очередь ведет к дефициту мощности. Поэтому необходимо произвести реконструкцию подстанции, так как мощность подстанции не может обеспечить планируемую нагрузку потребителей и обеспечить бесперебойное питание. Указанный потребитель относится к II категории по надежности электроснабжения.

В ходе реконструкции предполагается: замена силового трансформатора Т1 на более мощный; замена устаревшего оборудования на новое, более совершенное и мощное; установка на стороне 110 кВ секционного выключателя.

1.1.3 Электрические нагрузки подстанции «Рассвет»

Электрические нагрузки являются исходными данными для решения сложного комплекса технических и экономических задач. Определение электрических нагрузок составляет первый этап проектирования любой системы электроснабжения и производится с целью выбора и проверки токоведущих элементов (шин, кабелей, проводов), силовых трансформаторов и преобразователей по пропускной способности (нагреву) и экономическим параметрам, расчёта потерь, отклонений и колебаний напряжения, выбора компенсирующих установок, защитных устройств и т.д. От правильной оценки ожидаемых электрических нагрузок зависит рациональность выбора схемы и всех элементов системы электроснабжения и её технико-экономические показатели

По виду фиксируемого параметра различают графики активной, реактивной и полной мощности. Как правило, графики отражают изменение нагрузки за определённый период времени. По этому признаку их подразделяют на суточные, сезонные и годовые.

В соответствии с планами перспективного развития промышленной отрасли намечается строительство нового машиностроительного предприятия. Указанный потребитель относится к II категории по надежности электроснабжения. С ростом нагрузок сельскохозяйственных потребителей, а также в связи с тем, что в 2015 году к подстанции «Рассвет» будет подключена машиностроительная предприятия, данный проект предусматривает замену физически и морально устаревшего оборудования (масляных выключателей на элегазовые и вакуумные), а также замену одного трансформатора марки ТДТН-10000/110/35/6 на трансформатор большей мощности для надежного и бесперебойного электроснабжения потребителей.

Нагрузки потребителей определены по заявкам организаций, с учетом существующих нагрузок и планов развития.

Основные потребители электроэнергии подстанции «Рассвет» приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Основные потребители ПС «Рассвет»

Номер	Основные потребители	Обслуживание на балансе	Возможность
фидера			резервирования
Ф-1	Сан. "Каспий", МП "Зурхай"	Карабудахкентский РЭС
Ф-3	Каспийгазпром	Каспийгазпром
	Сел. Уллубий-аул, в/ч, НС,
Ф-4	Пионерские лагеря и базы отдыха	Карабудахкентский РЭС
	школа, МТФ с-за Буйнакский.
	Сел. Манаскент, Базы отдыха,		Ф-11
Ф-5	Рыбзавод "Манас", Винзавод,	Карабудахкентский РЭС	ПС "Рассвет"
	сел. Зеленоморск
			Ф-13
Ф-6	НС УОС, Пансионат	Карабудахкентский РЭС	ПС "Рассвет"
Ф-7	Газовая буровая Дагнефть	Каспийгазпром
Ф-8	НС "Изберг"	Водоканал
	Винзавод, санаторий "Каспий",
Ф-11	фареловое х-во, СХТ Манас,	Карабудахкентский РЭС
	санаторий "Дагестан"
	Кирпичный завод "Балхар", НС,
Ф-12	Нефтеперегонный завод, ОТФ	Карабудахкентский РЭС
	с-за "Буйнаксий"
	ПТФ с-за "Буйнакский",
Ф-13	Б-о завода "Стекловолокно"

Строим суточный график нагрузок трансформаторов по заявкам организаций, с учетом существующих нагрузок (зимних замеров) и планов развития, которые приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Данные зимнего режимного дня 2015 года

Время
t,ч	1	2	3	4	5	6	7	8	9
Smax	13,4	12,8	12,8	12,8	14,8	16,1	16,5	17,5	18,5
MBA
10	11	12	13	14	15	16	17	18	91
17,9	16,5	16,4	16,5	16,5	17,5	22,4	22,6	22,7	22,7
20	21	22	23	24
22,2	22,2	20,1	16,1	13,4

Рис. 1.1 Суточный график зимнего режимного дня

Вывод: Таким образом, в течении суток восемь часов трансформатор работает с перегрузкой.

1.2 Выбор силовых трансформаторов

Силовые трансформаторы являются основными элементами систем электроснабжения и используются во всех отраслях экономики, включая промышленность, жилищно-коммунальное и сельское хозяйство, отдельные учреждения, организации, фирмы. Надежность электроснабжения различных потребителей и экономичность работы электрооборудования во многом определяются правильным выбором вида и мощности трансформаторов. Наибольшее распространение получили трехфазные трансформаторы, так как потери в них на 12-15 % ниже, а расход активных материалов и стоимость на 20-25 % меньше, чем в группе трех однофазных трансформаторов такой же суммарной мощности.

Правильный выбор числа и мощности силовых трансформаторов на подстанции является одним, из основных вопросов рационального построения схем электроснабжения. В нормальных условиях трансформаторы должны обеспечить питание всех электроприемников обслуживаемого района.

Выбор мощности трансформаторов производится исходя из расчетной нагрузки объекта электроснабжения, числа часов использования максимума, темпа роста нагрузок, стоимости электроэнергии, допустимой перегрузки трансформаторов.

В соответствии с ГОСТом 14209-97 на подстанциях 35-750 кВ, всегда следует выбирать трехфазные трансформаторы (автотрансформаторы) и только в исключительных случаях возможно использование группы из однофазных или группы из двух трехфазных трансформаторов половинной мощности.

На подстанциях 35-750 кВ всех категорий, как правило, предусматривают установку двух трансформаторов, мощность каждого из них выбирается, как правило, не более 70% максимальной нагрузки подстанции.

Для правильного выбора номинальной мощности трансформатора (автотрансформатора) необходимо располагать суточным графиком, отражающим как максимальную, так и среднесуточную активную нагрузки данной подстанции, а также продолжительность максимума нагрузки. В данном случае используется суточный график нагрузки, приведенный на рисунке 1.1.Максимальная нагрузка при этом составляет .

Найдем ориентировочную мощность одного трансформатора по формуле

(1.1)

Стандартная ближайшая большая мощность

Намечаю к установке второй трансформатор ТДТН-16000/110/35/6кв, , так как на подстанции уже имеется такой же трансформатор и возможное дальнейшее увеличение нагрузок.

Преобразование заданного графика нагрузки трансформатора в эквивалентный двухступенчатый прямоугольный график выполняем по ГОСТ-14209-97.

Преобразование заданного графика нагрузки в эквивалентный двухступенчатый график следует выполнять в следующей последовательности:

1. Проводим на заданном графике горизонтальную линию с ординатой К=1, т.е. линию номинальной нагрузки

2. Определяем начальную нагрузку эквивалентного графика. Коэффициент для исходного графика нагрузки вычислим по формуле

(1.2)

где S₁, S₂,...,S_m - значения нагрузки в интервалах ?t₁, ?t₂,..., ?t_m

*

*

;

3. Определяем предварительное значение нагрузки эквивалентного графика нагрузки из выражения. Коэффициент эквивалентного графика предварительно вычислим по формуле

* (1.3)

;

Пользуясь таблицами, приведенными в [0], определяю допустимую норму аварийных перегрузок K₂ и ее продолжительность h. Для трансформаторов с системой охлаждения ONAF(Д) и среднегодовой температурой t^o=11.8^o C, h^/= 24 ч.

Так как

(1.4)

Сравним значение нагрузки с коэффициентом максимума нагрузки :

,то следует принять, что

По полученным значениям строим эквивалентный двухступенчатый график.



Рис 1.2. Эквивалентный двухступенчатый график.

Допустимая перегрузка силового трансформатора с системой охлаждения ONAF(Д) при и= по табл. 1.36 [7], равна:

- при систематических перегрузках

- при аварийных перегрузках

Следовательно, данный трансформатор ТДТН-16000/110/35/6кв проходит как по систематическим, так и по аварийным перегрузкам, и он устанавливается на подстанции.

Паспортные данные трансформатора ТДТН-16000/110/35/6кв представлены в таблице 1.3.

Таблица 1.3

Паспортные данные трансформатора ТДТН-16000/110/35/6кв

Тип трансформатора	МВА	Напряжение обмотки, кВ	Потери, кВт
		ВН	СН	НН	Px	Pk	ВН-СН	ВН-НН	СННН
ТДТН-16000/110	16	115	338,5	6,6	21	100	10,5	17,5	6,5	0,8



Таким образом, был выбран трансформатор ТДТН-16000/110/35/6кв.

1.3 Обоснование количества линий

Электроснабжение потребителей в рассматриваемом районе осуществляет филиал ОАО «МРСК СК» Карабудахкентские РЭС.

С подстанции «Махачкала-330» по двум линиям ВЛ-110 кВ (Л-142 и Л-113) поступает питание на подстанции «Манас-тяговая» и «Изберг-Северная», с промежуточным отпором на подстанциях: «Насосная-2» и «Рассвет». От подстанции «Махачкала-330» с ОРУ-110 кВ по линии Л-142 поступает питание на 1 секцию шин подстанции «Манас-тяговая», а с 2 секция шин подстанции получает питание подстанция «Изберг-Северная» по линии Л-104. На подстанцию «Рассвет» поступает питание от двух ВЛ-110 кВ (Л-113 и Л-104). На подстанцию «Насосная-2» поступает питание от линии Л-113.

Данные о линиях электропередачи района приведены в таблице 1.4

Таблица 1.4 Данные линий электропередачи района энергосистемы

Линия электропередачи	Марка провода	Длина ЛЭП, км
Л-142 ПС Махачкала-330 ? ПС Манас-тяговая	АС-150	15,4
	АС-185	0,6
Л-113 ПС Махачкала-330 ? ПС Терекли-Мектеб	АС-150	18,8
	АСК-150	11,9
	АС-120	0,8
Л-104 ПС Изберг-Северная- ПС Манас-тяговая	АС-150	0,5
	АС-120	3,9
	М-70	22,6

1.4 Выбор схемы распределительного устройства ВН

Главная схема (ГС) электрических соединений энергообъекта - это совокупность основного электротехнического оборудования, коммутационной аппаратуры и токоведущих частей, отражающая порядок соединения их между собой.

К РУВН реконструируемой подстанции подключаются две ВЛ и два трансформатора.

Подстанция относится к классу проходных подстанций. К установке на реконструируемой подстанции принимаем схему «Мостик с выключателями в цепи трансформатора».

В нормальном режиме все коммутационное оборудование включено, за исключением секционного выключателя Q1. ВЛ W-113, W-104 - линии, связывающие реконструируемую подстанцию с энергосистемой. Рассмотрим последствия аварийных ситуаций в данной схеме.

Отказ одного из трансформаторов (предположим Т1). При КЗ в Т1 происходит отключение выключателя Q3, питание потребителей подстанции осуществляется через Т2 с учётом его перегрузочной способностью. Отказ одной линии связи с энергосистемой (W-113). При КЗ на W-113 происходит отключение выключателя Q3, трансформатор Т1 теряет питание.

После отключения W-113 оперативный персонал отключает повреждённую линию линейным разъединителем QS4, после чего включают Q3 и Q1 и Т1 восстанавливает питание.

Таким образом, из приведённого анализа следует, что в выбранной схеме отсутствует простая (одиночная) аварийная ситуация, приводящая к отключению потребителей реконструируемой подстанции.

Наиболее тяжёлой аварийной ситуацией является отказ одной питающих линий в период ремонта одного из трансформаторов, но и в этом случае имеется возможность обеспечить питание потребителей реконструируемой подстанции от второй линии через секционный выключатель.



Рис.1.3. Схема РУВН подстанции «Рассвет»

1.5 Составления схемы собственных нужд

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.

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.

Приемники собственных нужд подстанций по степени ответственности делятся на 3 группы:

а) Приемники, отключение которых приводит к нарушению нормального режима эксплуатации, к частичному или полному отключению или к авариям с повреждением основного оборудования. Для питания электроприемников первой категории необходимо иметь два источника питания автоматическим включением резерва.

б) Приемники, отключение которых допустимо на 20-40 минут для подстанций с дежурным персоналом или до приезда обслуживающего персонала, если дежурного на подстанции нет. Восстановление питание у приемников этой группы осуществляется вручную.

в) Приемники, отключение которых допустимо на более длительное время.

По режиму включения в работу электроприемники собственных нужд подстанций разделяются:

а) Постоянно включенные в сеть (в том числе цепи управления и релейной защиты).

б) приемники, включенные в зависимости от сезонных условий (от температуры окружающего воздуха);

в) ремонтные, как правило, передвижные, подключаемые временно в периоды ревизий и ремонтов оборудования.

Нагрузка СН приведена в таблице 1.5.

Таблица 1.5 - Нагрузка собственных нужд

Электроприемники	Установленная мощность, кВт.	Количество приемников	Суммарная мощность, кВт.
электродвигатели обдува	1,5	8	12
Обогрев В-110	1,75	2	3,5
Обогрев В-35	1,15	7	8,05
обогрев шкафов КРУ-6	0,6	20	12
Отопление и освещение помещения ОВБ	5,5	1	5,5
Наружное освещение	4,5	1	4,5
Опер.цепи	1,8	1	1,8
Итого			47,35

С учетом коэффициента спроса 0,7 для рассматриваемой подстанции принимаем два ТСН типа ТМ-40кВА 6/0,4кВ, с предохранителями ПКТ-6

Рис.1.4. Схема собственных нужд подстанции.

1.6 Расчет токов короткого замыкания

1.6.1 Общие сведения о коротких замыканиях

В электрических установках могут возникать различные виды КЗ, которые сопровождаются резким увеличением тока. Все электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения, должно быть устойчивым к токам КЗ и выбираться с учетом этих токов. Различают следующие виды КЗ: трехфазное, или симметричное, когда три фазы соединяются между собой; двухфазное -- две фазы соединяются между собой без соединения с землей; однофазное -- одна фаза соединяется с нейтралью источника через землю; двойное замыкание на землю -- две фазы соединяются между собой и с землей.

В большинстве случаев причиной возникновения КЗ в системе является нарушение изоляции электрического оборудования вследствие износа изоляции, не выявленного своевременно при профилактических испытаниях, или из-за перенапряжений. КЗ могут быть вызваны ошибочными действиями обслуживающего персонала, механическими повреждениями кабельных линий, схлестыванием, набросом или перекрытием птицами проводов воздушных линий.

При возникновении КЗ общее сопротивление цепи системы электроснабжения уменьшается, вследствие чего токи в ветвях системы резко увеличиваются, а напряжения на отдельных участках системы снижаются.

Элементы электрических систем обладают активными, индуктивными сопротивлениями и емкостными проводимостями. Поэтому при внезапном нарушении режима работы вследствие КЗ электрическая система представляет собой колебательный контур. Токи в ветвях и напряжения в узлах будут изменяться в течение некоторого времени после возникновения КЗ в соответствии с параметрами этого контура. За время КЗ с момента его возникновения до момента отключения поврежденного участка в цепи протекает переходный процесс с большими мгновенными токами, вызывающими электродинамическое воздействие на электрооборудование. При длительном, более 0,01 с, КЗ токи оказывают термическое действие, которое может привести к значительному повышению температуры нагревания электрооборудования.

В связи с необходимостью проверки выбираемого силового и коммутационного электрооборудования на правильную работу в режимах коротких замыканий, а также для правильной работы устройств РЗиА расчётным видом КЗ является трёхфазное симметричное КЗ.

В зависимости от назначения расчёта выбираются соответствующие режимы работы электрической сети.

1.6.2 Цель расчета токов КЗ

Вычисление токов КЗ производится для определения условий работы потребителей при аварийных режимах; выбора электрических аппаратов, шин, изоляторов, силовых кабелей; проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики; проектирования защитных заземлений; подбора характеристик разрядников для защиты от перенапряжений.

В современных электрических системах точный расчет токов КЗ с учетом всех условий очень сложен и практически невозможен. С другой стороны, требуемая точность расчетов зависит от его назначения. Например, для выбора электрических аппаратов производят приближенное определение токов КЗ, так как интервалы между значениями параметров, характеризующих различные типы аппаратов, велики. Для выбора и настройки устройств релейной защиты и автоматики точность расчетов должна быть выше.

1.6.3 Составление расчетной схемы

Под расчетной схемой установки понимают упрощенную однолинейную схему электроустановки с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на токи КЗ и поэтому должны быть учтены при выполнении расчетов.

В целях упрощения расчетов для каждой электрической ступени в расчетной схеме вместо её действительного напряжения на шинах указывают среднее напряжение U_ср, согласно следующей шкале: 6,3; 10,5; 37; 115; 230.

Данные линий Л-142, Л-113 и Л-104 приведены в таблице…, которые рассчитаны в пункте №2.6.



Рис.1.5 Расчетная схема

1.6.4 Составление схемы замещения

Схемой замещения называют электрическую схему, соответствующую по исходным данным расчетной схеме, но в которой все магнитные связи заменены электрическими.

Рис.1.6 Схема замещения

Расчет токов короткого замыкания

Исходные данные для расчета токов КЗ

=15,68 кА,U_кз=98 кВ, R_э=0,627 Ом, Х_э=4,307 Ом.

Для удобства расчета принимаем S_б=10000 МВА U_б1=115 кВ. Пренебрегаем активными сопротивлениями элементов схемы при условии, что

R_э < X_э/3 (1.5)

где R_э, X_э - эквивалентные активные и реактивные сопротивления.

Так как условие R_э < X_э/3 выполняется, то активное сопротивление не учитывается.

Определим мощность короткого замыкания

(1.6)

U_Б1=115 кВ, U_Б2=38,5 кВ, U_Б3=6,6 кВ- базисные напряжения

Определим базисный ток ступени

(1.7)

(1.8)

; (1.9)

; (1.10)

Расчёт сопротивлений в схеме замещения в относительных единицах:

Энергосистема

; (1.11)

Линия

; (1.12)

; (1.13)

; (1.14)

Трансформатор

; (1.15)

; (1.16)

; (1.17)

; (1.18)

; (1.19)

; (1.20)

Преобразуем исходную схему

Рис.1.7 Преобразование схемы замещения



Преобразуем схему замещения относительно К-1 из рисунка 1.7

Рис.1.8 Преобразование схемы для точки К-1.

Определим для точки К-1

; (1.21)

Преобразуем схему замещения относительно К-2 из рисунка 1.7

Рис.1.9 Преобразование схемы для точки К-2

Определим для точки К-2

; (1.22)

Преобразуем схему замещения относительно К-3 из рисунка 1.7



Рис. 1.10 Преобразование схемы для точки К-3.

Определим для точки К-3

;(1.23)

Производим расчет токов к.з:

Начальная периодическая составляющая тока к.з.

Производим расчет тока к.з. для точки К-1:

; (1.24)

Производим расчет тока к.з. для точки К-2

; (1.25)

Производим расчет тока к.з. для точки К-3

; (1.26)

-э.д.с. системы в относительных единицах, для системы принимаем и поставляем значение в формулы (1.24), (1.25) и (1.26).

Мгновенное амплитудное значение ударного тока к.з. в точке К-1

; (1.27)

Для этого сначала необходимо определить ударный коэффициент

; (1.28)

T_a=0.05 - Время затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания [3].

Мгновенное амплитудное значение ударного тока к.з. в точке К-2

; (1.29)

Мгновенное амплитудное значение ударного тока к.з. в точке К-3

; (1.30)

Действующее значение ударного тока к.з. в точке К-1

; (1.31)

Действующее значение ударного тока к.з. в точке К-2

; (1.32)

Действующее значение ударного тока к.з. в точке К-2

;(1.33)

Определяем апериодическую составляющую тока к.з. в точке К-1:

=2,77 кА; (1.34)

где: коэффициент затухания апериодической составляющей тока КЗ и определяется по формуле

; (1.35)

Момент времени расхождения контактов выключателя:

; (1.36)

Поставляя значения Т_а и определяем коэффициент затухания

по формуле

0,37; (1.35)

Определяем апериодическую составляющую тока к.з. в точке К-2

=1,02 кА; (1.37)

Момент времени расхождения контактов выключателя:

;

Определяем коэффициент затухания

по формуле (1.35): 0,37;

Определяем апериодическую составляющую тока к.з. в точке К-3

; (1.38)

Момент времени расхождения контактов выключателя:

;

Определяем коэффициент затухания

по формуле (1.35): 0,37;

Результаты расчета к.з. заносим в таблицу 1.6.

Таблица 1.6 - Результаты расчета к.з

Точка
К-1	115	50,2	5,3	13,5	8	2.77
К-2	38,5	150	1,96	5	3	1.02
К-3	6.6	875	7,4	18,8	11,2	3.87

1.7 Выбор токоведущих частей и коммутационно-защитной аппаратуры

1.7.1 Выбор оборудования высокого напряжения на 110 кВ.

Выбор выключателя

Выключатели являются основными коммутационными аппаратами и служат для отключения и включения цепей в различных режимах работы.

Выбор выключателей производится по следующим параметрам:

по напряжению электроустановки

(1.39)

где - номинальное напряжение выключателя, кВ;

по длительному току I_p.макс:

(1.40)

; (1.41)

где I_ном - номинальный ток выключателя, А;

На стороне высокого напряжения подстанции «Рассвет» устанавливаем элегазовые выключатели типа ЯЭ-110Л-23(13)У4, в которых гашение дуги производится потоком элегаза.

Технические данные выключателя приведены в таблице 1.7.

Таблица 1.7 - Технические данные элегазового выключателя ЯЭ-110Л-23(13)У4

Тип	Uн, кВ	Iн, А	Iно, кА	i пс, кА	Iпс, кА	i нв, кА	Iнв, кА	Iтс, кА	tтс, с	tво, с	tсв, с
ЯЭ-110Л-23(13)У4	110	1250	40	125	50	100	40	50	3	0,065	0,04

Выбранный выключатель проверяем по следующим параметрам:

Проверка выключателя на отключающую способность:

=0,01+0,04=0,05 с; (1.42) А

Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключателя:

; (1.43)

Проверим выключатель на термическую стойкость. В качестве расчетного тока для этой проверки принимает трехфазное к.з. Необходимо проверить выполнение условия .

Рассчитаем допустимый тепловой импульс, определяемый по параметрам выключателя

; (1.44)

где: - ток термической стойкости выключателя;

- время термической стойкости;

Определим тепловой импульс периодической составляющей тока к.з

(1.45)

где: - ток короткого замыкания;

- полное время отключения выключателя;

- время затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания. , таким образом, условие проверки на термическую стойкость выполняется.

Проверим выключатель на динамическую стойкость

125 (1.46)

(1.47)

где:-действующий предельносквозной ток выключателя;

- пиковый предельносквозной ток выключателя;

Условие проверки выполняется.

Проверка на включающую способность:

125;

Проверку возможности использования этого типа выключателя сводим в таблицу 1.8.



Таблица 1.8 - Выбор выключателя.

Параметры выключателя	Соотношение	Расчетные величины для выбора выключателя
Iн=1250 А
Iно=40 кА		кА
		=
125
125

Выбор разъединителя

Выберем разъединитель для наружной установки по номинальному напряжению: = 110кВ;

по номинальному току: ;

А;

Выбираем разъединитель наружной установки типа:РНД-110Б/1000 У1. Технические данные разъединителя приведены в таблице 1.9.

Таблица 1.9 - Технические данные разъединителя.

Тип	Uн, кВ	Iн, А	i пс, кА	Iтс, кА	tтс, с
РНД-110Б/1000 У1	110	1000	80	31,5	4

Проверим разъединитель на термическую стойкость. Термическая устойчивость разъединителей характеризуется током термической устойчивости, т.е. таким током, который в течение определенного времени нагревает все части аппарата до температуры не выше допустимой для него.

Рассчитаем допустимый тепловой импульс по формуле (1.44), определяемый по параметрам разъединителя:

;

Определим тепловой импульс периодической составляющей тока к.з. по формуле (1.45): ;

таким образом, условие проверки на термическую стойкость выполняется.

Проверим разъединитель на динамическую стойкость. Электродинамическая устойчивость разъединителей характеризуется максимально допустимым током или током электродинамической устойчивости, который должен быть больше ударного тока короткого замыкания: ;

т.е. условие проверки выполняется.

Выбор трансформатора тока

Выберем трансформатор тока на напряжение 110 кВ по номинальному напряжению:= 110кВ;

по номинальному току: ;

=A;

Выбираем в РУ 110 кВ трансформатор тока типа: ТФЗМ-110-Б1-У1.

Номинальные параметры трансформатора тока приведены в таблице 1.10:

Таблица 1.10 - Технические данные трансформатора тока

Тип	Uн, кВ	I1н, А	I2н, А	Варианты исполнения вторичных обмоток	Номинальная нагрузка в классе 0,5, Ом
ТФЗМ-110-Б1 У1	110	300	5	0,5/10Р/10Р	1,2

Рассмотрим подробнее выбор трансформатора по классу точности:

; (1.48)

Выполнение этого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля, соединяющего трансформатор с подключенными к нему приборами.

Допустимое сечение кабеля определим по формуле

; (1.49)

где - номинальная вторичная нагрузка;

- сопротивление приборов, подключенных к трансформатору;

- мощность всех приборов в наиболее нагруженной фазе;

- сопротивление контактных соединений (при числе приборов более трех Ом)

- расчетная длина контрольного кабеля;

с- удельное сопротивление жил контрольного кабеля (для меди. с=0,0283 Ом*);

Для определения мощности, потребляемой приборами в цепи трансформатора тока, необходимо определить потребляемую каждым прибором мощность.

Результаты сведем в таблицу 1.11, а на ее основании определим допустимое сечение кабеля по формуле (1.49):

=1,57;

Таблица 1.11 - Данные приборов

№	Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы, В•А
			А	В	С
1	Амперметр	Э-335	0,5	-	-
2	Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
3	Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
4	Счетчик активной энергии	СА3-И681	2,5	2,5	-
5	Счетчик реактивной энергии	СР4-И676	-	2,5	2,5
Sпр, В•А	4	5	3,5



Примем к установке кабель АКВВГ с алюминиевыми жилами сечением

2,5 мм². Определим сопротивление выбранного кабеля

; (1.50)

Определим вторичное расчетное сопротивление

; (1.51)

;

Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.

Выбор ограничителей перенапряжения

Ограничители перенапряжений (ОПН) - аппараты современного поколения, пришедшие на смену вентильным разрядникам. Ограничители типа ОПН предназначены для защиты электрооборудования распределительных электрических сетей переменного тока с изолированной или компенсированной нейтралью от грозовых и коммутационных перенапряжений в соответствии с их вольтамперными характеристиками и пропускной способностью. Преимущество ОПН по сравнению с вентильными разрядниками заключается в отсутствии искрового промежутка, обеспечивающего постоянное подключение ограничителей перенапряжений к защищаемому оборудованию. По сравнению с вентильными разрядниками ограничители перенапряжений обладают следующими преимуществами: глубоким уровнем ограничения всех видов перенапряжений, отсутствием сопровождающего тока после затухания волны перенапряжения, простотой конструкции и высокой надежностью в эксплуатации, стабильностью характеристик и устойчивостью к старению, способностью к рассеиванию больших энергий, стойкостью к атмосферным загрязнениям, малыми габаритами, весом и стоимостью. Ограничители перенапряжений ОПН применяются для защиты электрооборудования подстанций открытого и закрытого типа, кабельных сетей, ВЛ, генераторов, синхронных компенсаторов и электродвигателей сетей собственных нужд электростанций и промышленных предприятий, батарей статических конденсаторов и фазокомпенсирующих устройств, оборудования электроподвижного состава, электрооборудования специализированных промышленных предприятий (химической , нефтяной, газовой промышленности).

Ограничители перенапряжений выбирают по номинальному напряжению. Выберем ОПН на напряжение 110 кВ

Выберем ограничитель перенапряжения типа ОПН-110 У1.

Выбор сборных шин

Выберем сборные шины на 110 кВ по максимальному току

; (1.52)

Минимальное сечение провода для напряжения 110 кВ по условию короны 70 мм². Выберем по допустимому току провод АС 70

; (1.53)

где : - допустимый длительный ток для провода АС 70.

Проверяем выбранные шины по термической стойкости:

Определяем рабочую температуру провода



где: - температура окружающей среды ;[2]

- длительно допустимая температура проводника ;

- температура окружающей среды принятая за номинальную при нормировании длительно допустимого тока ;

; (1.55)

- рабочий ток нормального режима;

- допустимый длительный ток;

Необходим значение тепловой функции А_н, соответствующей начальной температуре проводника также по расчетным кривым для определения температуры нагрева проводника при коротком замыкании.

; (1.56)

Рассчитаем значение тепловой функции А_к, соответствующей конечной

температуре проводника

;

где: - значение тепловой функции;

- коэффициент учитывающий удельную теплоёмкость проводника; - тепловой импульс периодической составляющей тока короткого замыкания;

- выбранное сечение провода.

Определяем конечную температуру проводника при кратковременном нагреве током короткого замыкания . Она определяется по расчетным кривым для определения температуры нагрева проводника при коротком замыкании.

где:- допустимая температура нагрева провода.

Выбранные шины удовлетворяют условию проверки по термической устойчивости.

1.7.2 Выбор оборудования среднего напряжения на 35 кВ

Выбор выключателя на 35 кВ

Выбор выключателей производится по следующим параметрам:

по напряжению электроустановки

где - номинальное напряжение выключателя, кВ;

по длительному току I_p.макс

;

где I_ном - номинальный ток выключателя, А;

- расчетная полная мощность (30 от полной мощности нагрузки);

На стороне среднего напряжения подстанции «Рассвет» устанавливаем элегазовые выключатели типа ВГТ-35II-50/3150 У1.

Технические данные выключателя приведены в таблице 1.12.



Таблица 1.12 - Технические данные вакуумного выключателя ВГТ-35II-50/3150 У1.

Тип	Uн, кВ	Iн, А	Iно, кА	i пс, кА	Iпс, кА	i нв, кА	Iнв, кА	Iтс, кА	tтс, с	tво, с	tсв, с
ВГТ-35II-50/3150 У1	35	3150	50	127	50	127	50	50	3	0,035	0,04

Выбранный выключатель проверяем по следующим параметрам:

Проверка выключателя на отключающую способность

=0,01+0,04=0,05 с; А

Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключателя:

;

Проверим выключатель на термическую стойкость. В качестве расчетного тока для этой проверки принимает трехфазное к.з. Необходимо проверить выполнение условия . Рассчитаем допустимый тепловой импульс, определяемый по параметрам выключателя:

;

где: - ток термической стойкости выключателя;

- время термической стойкости;

Определим тепловой импульс периодической составляющей тока к.з.

где: - ток короткого замыкания;

- полное время отключения выключателя;

- время затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания. , таким образом, условие проверки на термическую стойкость выполняется.

Проверим выключатель на динамическую стойкость

127

где:-действующий предельносквозной ток выключателя;

- пиковый предельносквозной ток выключателя;

Условие проверки выполняется.

Проверка на включающую способность

127;

Проверку возможности использования этого типа выключателя сводим в таблицу 1.13.

Таблица 1.13 - Выбор выключателя

Параметры выключателя	Соотношение	Расчетные величины для выбора выключателя
Iн=3150 А
Iно=50 кА		кА
		=
127
127



Выбор разъединителя

Выберем разъединитель для наружной установки по номинальному напряжению

= 35кВ;

по номинальному току

А;

Выбираем разъединитель наружной установки типа: РНДЗ.1-35/1000 У1.Технические данные разъединителя приведены в таблице 1.14.

Таблица 1.14 - Технические данные разъединителя

Тип	Uн, кВ	Iн, А	i пс, кА	Iтс, кА	tтс, с
РНДЗ.1-35/1000 У1	35	1000	63	25	4

Проверим разъединитель на термическую стойкость.

Рассчитаем допустимый тепловой импульс по формуле (1.6), определяемый по параметрам разъединителя:

;

Определим тепловой импульс периодической составляющей тока к.з. по формуле (1.45): ;

таким образом, условие проверки на термическую стойкость выполняется.

Проверим разъединитель на динамическую стойкость. замыкания: ;

т.е. условие проверки выполняется.

Выбор трансформатора тока

Выберем трансформатор тока на напряжение 35 кВ по номинальному напряжению

= 35кВ

по номинальному току

;

=A;

Выбираем в РУ 35 кВ трансформатор тока типа: ТФЗМ35Б-1.

Номинальные параметры трансформатора тока приведены в таблице 1.15:

Таблица 1.15 - Технические данные трансформатора тока

Тип	Uн, кВ	I1н, А	I2н, А	Варианты исполнения вторичных обмоток	Номинальная нагрузка в классе 0,5, Ом
ТФЗМ35Б-1.	35	300	5	0,5/10Р/10Р	1,2

Рассмотрим подробнее выбор трансформатора по классу точности

;

Выполнение этого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля, соединяющего трансформатор с подключенными к нему приборами.

Допустимое сечение кабеля определим по формуле

;



где - номинальная вторичная нагрузка;

- сопротивление приборов, подключенных к трансформатору;

- мощность всех приборов в наиболее нагруженной фазе;

- сопротивление контактных соединений (при числе приборов более трех Ом)

- расчетная длина контрольного кабеля;

с- удельное сопротивление жил контрольного кабеля (для меди. с=0,0283 Ом*);

Для определения мощности, потребляемой приборами в цепи трансформатора тока, необходимо определить потребляемую каждым прибором мощность.

Результаты сведем в таблицу 1.16, а на ее основании определим допустимое сечение кабеля по формуле (1.49)

=1,57;

Таблица 1.16 - Данные приборов

№	Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы, В•А
			А	В	С
1	Амперметр	Э-335	0,5	-	-
2	Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
3	Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
4	Счетчик активной энергии	СА3-И681	2,5	2,5	-
5	Счетчик реактивной энергии	СР4-И676	-	2,5	2,5
Sпр, В•А	4	5	3,5

Примем к установке кабель АКВВГ с алюминиевыми жилами сечением

2,5 мм². Определим сопротивление выбранного кабеля

;



Определим вторичное расчетное сопротивление

;

;

Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.

Выбор ограничителей перенапряжения

Выберем ОПН на напряжение 35 кВ: = 35кВ;

Выберем ограничитель перенапряжения типа: ОПН-35-У1.

Выбор трансформатора напряжения

Выберем трансформатор напряжения (ТН) на напряжение 35 кВ по номинальному напряжению: = 35кВ;

ТН в ОРУ 35 кВ питает обмотки напряжения приборов, сборных шин, линий.

Определим набор приборов для каждой группы присоединений [5]. Подсчет мощности произведем отдельно по активной и реактивной составляющим. При этом учтем, что cosц обмоток приборов, кроме счетчиков, равен единице. У счетчиков активной и реактивной энергии cosц=0.38, а sinц=0.93.

Используя учебник [7], составим таблицу для подсчета мощности.

Определим полную суммарную потребляемую мощность

=67.2 ВА; (1.58)

Примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа: НОМ-35-66У1 с номинальной мощностью в классе 0,5 соединенные в группу: 3. т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

Номинальные параметры приборов подключенных к трансформатору напряжения сведены в таблицу 1.17:

Таблица 1.17 - Номинальные параметры приборов

№	Место установки и перечень приборов	Число присоединений	Тип прибора	Sн обм, В•А	Число обмоток	cosц	sinц	Общее число приборов	Р, Вт	Q, кВар
1	ЛЭП	2
	Ваттметр		Д-335	1,5	2	1	0	2	6	-
	Варметр		Д-335	1,5	2	1	0	2	6	-
	ФИП			3	1	1	0		6	-
	Сч.ак.энергии		СА4-И681	2	2	0,38	0,93	2	3	7,4
	Сч.реак.энергии		СР4-И676	3	2	0,38	0,93	2	4,6	11,1
2	Сборные шины	1
	Вольтметр		Э-335	2	1	1	0	1	2	-
	Вольтметр регестрирующий		Н-393	10	1	1	0	1	10	-
	Ваттметр регестрирующий		Н-395	10	1	1	0	1	10	-
	Частотомер регестрирующий		Н-397	7	1	1	0	1	7	-
	Осциллограф			10	1	1	0	1	10	-
Итого	64,6	18,5

Выбор сборных шин

Выберем сборные шины на 35 кВ по максимальному току:

;

Выберем по допустимому току провод АС 70



;

где : - допустимый длительный ток для провода АС 70.

1.7.2 Выбор оборудования низкого напряжения на 6 кВ

Выбор выключателя на 6 кВ

Выбор выключателей производится по следующим параметрам:

по напряжению электроустановки

где - номинальное напряжение выключателя, кВ;

по длительному току I_p.макс

;

где I_ном - номинальный ток выключателя, А;

- расчетная полная мощность (70 от полной мощности нагрузки);

На стороне низкого напряжения подстанции «Рассвет» устанавливаем вакуумные выключатели типа ВРС-6/3150-У2.

Технические данные выключателя приведены в таблице 1.18.

Таблица 1.18 - Технические данные вакуумного выключателя ВРС-6/3150-У2

Тип	Uн, кВ	Iн, А	Iно, кА	i пс, кА	Iпс, кА	i нв, кА	Iнв, кА	Iтс, кА	tтс, с	tво, с	tсв, с
ВРС-6/3150-У2.	6	3150	40	102	40	102	40	40	3	0,065	0,04



Выбранный выключатель проверяем по следующим параметрам:

Проверка выключателя на отключающую способность:

=0,01+0,04=0,05 с; (1.4) А

Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключателя:

;

Проверим выключатель на термическую стойкость. В качестве расчетного тока для этой проверки принимает трехфазное к.з. Необходимо проверить выполнение условия . Рассчитаем допустимый тепловой импульс, определяемый по параметрам выключателя

;

где: - ток термической стойкости выключателя;

- время термической стойкости;

Определим тепловой импульс периодической составляющей тока к.з.

где: - ток короткого замыкания;

- полное время отключения выключателя;

- время затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания. , таким образом, условие проверки на термическую стойкость выполняется.

Проверим выключатель на динамическую стойкость



102

где:-действующий предельносквозной ток выключателя;

- пиковый предельносквозной ток выключателя;

Условие проверки выполняется.

Проверка на включающую способность

102;

Проверку возможности использования этого типа выключателя сводим в таблицу 1.19.

Таблица 1.19 - Выбор выключателя

Параметры выключателя	Соотношение	Расчетные величины для выбора выключателя
Iн=3150 А
Iно=40 кА		кА
		=
102
102

Выбор трансформатора тока

Выберем трансформатор тока на напряжение 6 кВ по номинальному напряжению:= 6кВ;

по номинальному току

=A;

Выбираем в ЗРУ 6 кВ трансформатор тока типа: ТЛ10-2 У3 Т3.

Номинальные параметры трансформатора тока приведены в таблице 1.20:

Таблица 1.21 - Технические данные трансформатора тока.

Тип	Uн, кВ	I1н, А	I2н, А	Варианты исполнения вторичных обмоток	Номинальная нагрузка в классе 0,5, Ом
ТЛ10-2 У3 Т3	6	2000	5	0,5/10Р	0,8

Рассмотрим подробнее выбор трансформатора по классу точности

;

Выполнение этого условия сводится к выбору сечения контрольного кабеля, соединяющего трансформатор с подключенными к нему приборами.

Допустимое сечение кабеля определим по формуле

;

где - номинальная вторичная нагрузка;

- сопротивление приборов, подключенных к трансформатору;

- мощность всех приборов в наиболее нагруженной фазе;

- сопротивление контактных соединений (при числе приборов более трех Ом)

- расчетная длина контрольного кабеля;

с- удельное сопротивление жил контрольного кабеля (для меди. с=0,0283 Ом*);

Для определения мощности, потребляемой приборами в цепи трансформатора тока, необходимо определить потребляемую каждым прибором мощность.

Результаты сведем в таблицу 1.22, а на ее основании определим допустимое сечение кабеля по формуле (1.49):

=2,26;

Таблица 1.22 - Данные приборов

№	Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы, В•А
			А	В	С
1	Амперметр	Э-335	0,5	-	-
2	Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
3	Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
4	Счетчик активной энергии	СА3-И681	2,5	2,5	-
5	Счетчик реактивной энергии	СР4-И676	-	2,5	2,5
Sпр, В•А	4	5	3,5

Примем к установке кабель АКВВГ с алюминиевыми жилами сечением

2,5 мм². Определим сопротивление выбранного кабеля

;

Определим вторичное расчетное сопротивление

;

;

Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.

Выбор трансформатора напряжения

Выберем трансформатор напряжения на напряжение 6 кВ по номинальному напряжению: = 6кВ;

Определим полную суммарную потребляемую мощность по формуле(1.20):

=42 ВА;

Примем к установке трансформатор напряжения типа:

НТМИ-6-66 У3 [7] с номинальной мощностью в классе:

0,5;

;

т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

Номинальные параметры трансформатора напряжения сведены в таблицу 1.23:

Таблица 1.23

Тип	Uн, кВ	U1н, В	U2н, В	Схема соединения	Номинальная мощность в классе 0,5, В•А
НТМИ-6-66 У3	6	6000	100	Y0/Y0/?-0	75

Номинальные параметры приборов подключенных к трансформатору напряжения сведены в таблицу 1.24:

Таблица 1.24 Технические данные приборов

№	Место установки и перечень приборов	Число присоединений	Тип прибора	Sн обм, В•А	Число обмоток	cosц	sinц	Общее число приборов	Р, Вт	Q, кВар
1	ЛЭП	2
	Ваттметр		Д-335	1,5	2	1	0	2	6	-
	Варметр		Д-335	1,5	2	1	0	2	6	-
	ФИП			3	1	1	0		6	-
	Сч.акт.энергии		СА4-И681	2	2	0,38	0,93	2	3	7,4
	Сч.реакт.энергии		СР4-И676	3	2	0,38	0,93	2	4,6	11,1
2	Сборные шины	1
	Вольтметр		Э-335	2	1	1	0	1	2	-
	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения		Н-393	10	1	1	0	1	10	-
Итого	37,6	18,5

Выбор ограничителей перенапряжения

Выберем ОПН на напряжение 6 кВ: = 6кВ;

Выберем ограничитель перенапряжения типа: ОПН-6-У1.

1.8 Выбор изоляторов

Изоляторы предназначены для крепления шин и их безопасного обслуживания. Изоляторы, выбираются по следующим условиям:

1. Род установки

2. (1.59)

3. Допустимая механическая нагрузка

(1.60)

Расчетная нагрузка на изолятор определяется по формуле



(1.61)

Где l - расстояние между изоляторами в пролете, l=1м.

а - расстояние между фазами, а=0,15 м.

кН

Выбираем изолятор для внутренней установки: ИОР-10-30.00УХЛ:

1.

2.

Выбранный изолятор удовлетворяет условиям. Высота изолятора 130 мм.

1.9 Выбор конструкции распределительных устройств

Конструкция ОРУ 110 кВ

ОРУ - это открытое распределительное устройство, расположенное на открытом воздухе. Все аппараты ОРУ обычно располагаются на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования.

ОРУ должны обеспечивать надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.