Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Системой электроснабжения называют совокупность устройств для производства, передачи и распределения энергии. Основными потребителями электрической энергии являются различные отрасли промышленности, транспорт, сельское хозяйство, коммунальное хозяйство городов и поселков. При этом более 70% потребления электроэнергии приходится на промышленные объекты

Для обеспечения подачи электроэнергии в необходимом количестве и соответствующего качества от энергосистем к промышленным объектам, установкам, устройствам и механизмам служат системы электроснабжения промышленных предприятии, состоящие из сетей напряжением до I кВ и выше и трансформаторных, преобразовательных и распределительных подстанций.

По мере развития электропотребления усложняются и системы электроснабжения промышленных предприятий. Возникает необходимость внедрять автоматизацию систем электроснабжения промышленных предприятий и производственных процессов, осуществлять в широких масштабах диспетчеризацию процессов производства с применением телесигнализации и телеуправления и вести активную работу по экономии энергии.

В настоящее время большинство потребителей получают электроэнергию от энергосистем. В то же время на предприятиях продолжается сооружение собственных ТЭЦ.

При проектировании сооружений, электростанций, систем электроснабжения необходимо правильно в технико-экономическом аспекте осуществлять выбор напряжений, определять электрические нагрузки, выбирать тип, число, мощность трансформаторных подстанций, сечение проводов и кабелей.

От надежного и бесперебойного электроснабжения зависит работа промышленного предприятия. Для эффективного функционирования предприятия, схема электроснабжения должна обеспечивать должный уровень надежности и безопасности.

1. Составление схем районных сетей электроснабжения

При составлении вариантов конфигурации сети следует исходить из следующих соображений:

а). Электрическая сеть должна обеспечить заданную надежность электроснабжения. Согласно ПУЭ, потребители 1-й и 2-й категории должны обеспечиваться электроэнергией не менее чем от двух независимых источников питания. При питании потребителей района от шин распределительных устройств электростанций или подстанций энергосистемы независимыми источниками можно считать разные секции шин этих распределительных устройств, если они имеют питание от разных генераторов или трансформаторов и электрически между собой не связаны или имеют связь, автоматически отключаемую при нарушении нормальной работы одной из секций.

Для питания потребителей 1-й категории применяют резервированные схемы с АВР. Питание потребителей 2-й категории осуществляется, как правило, тоже по резервированным схемам, но включение резерва при этом может быть ручным. Допускается питание потребителей 2-й категории и по не резервированным схемам, но целесообразность такого решения должна доказываться сравнением ущерба от недоотпуска электроэнергии в послеаварийном режиме при не резервированной схеме с необходимым повышением затрат на создание резервированной схемы. Питание потребителей 3-й категории может, осуществляется по не резервированной схеме.

Если в одном пункте имеются потребители разных категорий, то при выборе конфигурации сети следует исходить из высшей категории потребителей данного пункта.

б). Проектируемая сеть должна быть по возможности простой. В районных сетях применяют три типа схем электроснабжения:

- разомкнутые не резервированные радиальные и магистральные, выполняемые одноцепными линиями;

- разомкнутые резервированные радиальные и магистральные, выполняемые двуцепными линиями;

- замкнутые резервированные (в том числе с двусторонним питанием);

- выполняемые одноцепными линиями.

Выбор конкретного типа схемы определяется взаимным расположением пунктов потребления и составом потребителей по категориям. Составление вариантов следует начинать с наиболее простых схем - радиальных и магистральных, выбирая для них кратчайшие трассы. Для передачи электроэнергии к пунктам, расположенным в одном направлении от источника питания, используется одна трасса. Передача электроэнергии по линиям должна осуществляться только в направлении общего потока энергии от источника питания к потребителям. Передача электроэнергии в обратном направлении даже на отдельных участках сети приведет к повышению капиталовложений, повышению потерь мощности и энергии. Кроме того, следует учитывать, что радиальные и магистральные схемы позволяют сооружать подстанции без выключателей на стороне высшего напряжения, то есть более дешевые. Но в то же время они характеризуются наибольшей суммарной длиной линий (в одноцепном исчислении).

в). Применение более сложных замкнутых схем повышает надежность электроснабжения, но имеет и отрицательные стороны. Как правило, применение замкнутой схемы электроснабжения экономически целесообразно только в том случае, если суммарная длина линий замкнутой сети получается существенно ниже, чем суммарная длина линий разомкнутой сети (в одноцепном исчислении), то есть, если экономятся капиталовложения на строительство линий и требуется меньший расход алюминия. Применение замкнутой сети, как правило, экономически нецелесообразно, если при объединении линий в замкнутый контур образуется протяженный малонагруженный участок. Замкнутые схемы требуют использования на подстанциях потребителей схем с выключателями на стороне высшего напряжения, и это удорожает подстанции. Кроме того, если простая замкнутая сеть охватывает 4…6 потребителей, то в после аварийных режимах, возникающих при отключении одного из головных участков, в ней происходит недопустимо большая потеря напряжения. Впрочем, этот недостаток легко устранить, если расчленить кольцо на два взаимосвязанных контура (то есть перейти к сложно замкнутой сети) или перевести сеть на более высокое номинальное напряжение.

Поэтому применение замкнутой сети всегда требует экономического обоснования.

Разработку вариантов необходимо начинать не по пути «всевозможных сочетаний» линий, подстанций и номинальных напряжений, а на основе принципов, приведенных выше, и с учетом соображений альтернативности качеств и показателей определенных типов схем сетей. На такой основе можно рекомендовать формирование в первую очередь вариантов сетей:

1. радиально - магистрального типа, при котором линии (одноцепные или двухцепные) не образуют замкнутых контуров;

2. простейшие замкнутые кольцевые (петлевые);

Магистрально - радиальные сети, как правило:

1. имеют наименьшую длину трасс линий;

2. имеют наименьшую величину потерь напряжения, мощности и электроэнергии;

3. возможности применения простых схем на стороне высшего напряжения транзитных подстанций;

4. могут иметь высокую суммарную длину и стоимость линий, которые на большей части (или на всех участках) должны сооружаться двухцепными по условию надежности;

5. обладают большими резервами по пропускной способности линий при перспективном росте нагрузок в заданных пунктах.

Кольцевые (петлевые) схемы обычно:

1. обладают повышенной длиной трасс линий;

2. имеют повышенные потери мощности и электроэнергии и большие потери напряжения в послеаварийных режимах;

3. могут иметь пониженную суммарную стоимость линий - одноцепных на всех участках или большей части участков;

4. обладают хорошими возможностями присоединения новых подстанций, расположенных на территории района. Промежуточными (компромиссными) технико-экономическими характеристиками могут обладать сложно-замкнутые сети. В некоторых случаях такое выполнение схемы может оказаться рациональным (например, при преобладании нагрузки в одном из пунктов). Рассматривается 5 различных вариантов сети, а также процесс выбора из них ограниченного числа вариантов для дальнейшего рассмотрения.

На основании анализа выбирается наиболее удачный вариант. Для этого рекомендуется провести небольшие оценочные расчеты, позволяющие сравнить между собой варианты с одинаковыми принципами построения схем сети.

Таблица.1. Технико-экономические показатели

№	Номер схемы	Длина участков, км	Общая длина, км	Стоимость
		1	2	3	4	5	6	7	8	Однц линии	Двухц линии
1 2 3 4 5	Схема №1 Схема №2 Схема №3 Схема №4 Схема №5	39 37,5 39 37,5 39	16 16 16 16 16	22 22 22 25,5 22	24,5 20,5 20,5 18 15,5	40 20,5 18 20,5 18	20 18 25 25 25	25,5 20 11,5 11,5 11,5	20,5 20,5	40 42,5 42,5 43,5 167,5	147 132,5 109,5 110,5	4.633.000 4.283.000 3.662.000 3.705.600 2.780.500

Варианты схемы №1 и №2, отбрасываются, так как дорогие по стоимости, и для дальнейшего расчета и последующего технико-экономического сравнения оставляются варианты схем №3, №4 и №5.

2. Расчет выбранных схем электроснабжения

2.1 Расчёт баланса мощности и расстановка компенсирующих устройств

Балансы активных и реактивных мощностей рассчитываются для режима наибольших нагрузок по укрупненным показателям. Расходные части балансов складываются из мощностей потребителей и потерь мощности в линиях и трансформаторах.

(1)

(2)

где - активная мощность, потребляемая всеми электроприемниками от энергосистемы;

- реактивная мощность, необходимая всем электроприемникам;

- активная мощность i-го потребителя;

- потери мощности в линиях и трансформаторах;

в предварительном расчете баланса их можно принять 2 - 4% от ;

- коэффициент мощности i-го потребителя;

- потери реактивной мощности в линиях и мощность, генерируемая воздушными линиями; в предварительных расчетах их можно принять равными друг другу;

- потери реактивной мощности в трансформаторах;

в предварительных расчетах их можно принять 8 - 10% от

. (3)

Реактивная мощность, получаемая от системы, определяется как

(4)

Обычно , поэтому для обеспечения баланса по реактивной мощности необходима установка компенсирующих устройств общей мощностью

_{. (5)}

Средний коэффициент реактивной мощности:

_{. (6)}

Распределение мощности компенсирующих устройств по потребителям производится пропорционально потребляемой ими реактивной мощности.

. ₍₇₎

На подстанциях, где получается меньше 400 квар, компенсирующие устройства не устанавливаются. На остальных подстанциях мощность компенсирующих устройств округляется до мощностей, кратных 400 квар. Затем производится проверка баланса

(8)

Если баланс не выполняется более чем на 200 квар, мощности компенсирующих устройств наиболее крупных потребителей увеличиваются или уменьшаются на 400 квар.

После этого определяется реактивная мощность потребителей с учетом установки компенсирующих устройств:

(9)

Для каждого пункта потребителя определяется:

а). активная мощность:

б) реактивная мощность:

После определения активной и реактивной мощностей потребителей, составляется уравнения полных мощностей каждого потребителя в комплексной форме:

S 3 = P 3 + j Q 3 = 12 + j 9 МВА

S 4 = P 4 + j Q 4 = 36 + j 27 МВА

S 5 = P 5 + j Q 5 = 10, 8 + j 5,184 МВА

S 6 = P 6 + j Q 6 = 13,6 + j 8,432 МВА

S 7 = P 7 + j Q 7 = 6,56 + j 4,592 МВА

S 8 = P 8 + j Q 8 = 10,5 + j 9,24 МВА

Определяется суммарная потреблённая активная и реактивная мощность:

P потр = Р3 + P 4 + P 5 + P 6 + P 7 + P 8=12 + 36 + 10,8 + 13,6 + 6,56 + 10,5= =89,46МВт

Qпотр = Q 3 + Q 4 + Q 5 + Q 6 + Q 7 + Q 8 = 9 + 27 + 5,184 + 8,432 + 4,592 + + 9,24 = 63,448МВар

Определяется активная и реактивная мощность источников питания:

P ип = P потр + P л + P тр = 1,03 * P потр = 1,03 * 89,46 = =92,1438МВар

Q ип = P ип * tg сист = 92,1438 * 0,363 = 33,45МВар

Определяется дополнительная мощность ИРМ

Q ирм =Q потр + Q потр - Q ип +Q с=63,448 + 17,892 - 33,45 + 3,5784 = 44,3116 МВар

Q с = 0,04 * 89,46 = 3,5784 МВар

Q потр = 0,2 * 89,46 = 17,892 МВар

Определяется средний коэффициент мощности

Определяется необходимая мощность ИРМ на каждой подстанции

Q ИРМ 3 = P3 tg 3 tg ср = 12 * (0,75 0,214) = 6,43 МВар

Q ИРМ 4 = P4 tg 4 tg ср = 36 * (0,75 0,214) = 19,3 МВар

Q ИРМ 5 = P5 tg 5 tg ср = 10,8 * (0,48 0,214) = 2,87 МВар

Q ИРМ 6 = P6 tg 6 tg ср = 13,6 * (0,62 0,214) = 5,52 МВар

Q ИРМ 7 = P7 tg 7 tg ср = 6,56 * (0,7 0,214) = 3,19 МВар

Q ИРМ 8 = P8 tg 8 tg ср = 10,5 * (0,88 0,214) = 6,993 МВар

Определяется реактивная мощность с учётом ИРМ

Q3 = Q 3 Q ИРМ 3 = 9 6,43 = 2,57 МВар

Q 4 = Q 4 Q ИРМ 4 = 27 19,3 = 7,7 МВар

Q 5 = Q 5 Q ИРМ 5 = 5,184 2,87 = 2,314 МВар

Q 6 = Q 6 Q ИРМ 6 = 8,432 5,52 = 2,912 МВар

Q 7 = Q 7 Q ИРМ 7 = 4,592 3,19 = 1,402 МВар

Q 8= Q 8 Q ИРМ 8 = 9,24 6,993 = 2,247 МВар

Определяется действительная нагрузка потребителей с учётом ИРМ

S 3 = P 3 + jQ 3 = 12 + j2,57 МВА

S 4 = P 4 + jQ 4 = 36 + j7,7 МВА

S 5 = P 5 + jQ 5 = 10,8 + j2,314 МВА

S 6 = P 6 + jQ 6 = 13,6 + j2,912 МВА

S 7 = P 7 + jQ 7 = 6,56 + j1,402 МВА

S 8 = P 8+ jQ 8 = 10,5 + j2,247 МВА

2.2 Расчет выбранных схем электроснабжения в нормальном и аварийном режимах

Задачей расчета является приближенное определение некоторых параметров сети, на основании которых можно было бы сделать технико-экономическое сравнение отобранных вариантов и выбрать из них лучший.

Расчету подлежат:

– потокораспределение в сети;

– сечение проводов на всех участках;

– потери активной мощности и наибольшая потеря напряжения в нормальном режиме;

– потокораспределение в наиболее тяжелом послеаварийном режиме.

Кроме того, в этом разделе необходимо выбрать трансформаторы подстанций потребителей.

При предварительном расчете режима сети делаются следующие допущения:

– потери мощности в трансформаторах и зарядная мощность воздушных линий не учитываются;

– источники ограниченной мощности (ТЭЦ) учитываются как нагрузки с отрицательным знаком;

– напряжения во всех точках сети считаются равным номинальному;

– сеть считается однородной.

Расчет потокораспределения радиально-магистральных сетей производится по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленного потребителя к источнику питания.

Расчет потокораспределение в простых замкнутых сетях начинают с «разрезания кольца» и определения потоков активной и реактивной мощности на головных участках по формулам:

 (10)

(11)

где P_i и Q_i - активная и реактивная мощность потребителей;

l_i-n - расстояние от I-того потребителя до противоположного источника питания;

l_1-n - длина всей кольцевой линии.

Потоки мощности на остальных участках определяются по первому закону Кирхгофа.

При расчете сложнозамкнутых сетей необходимо вначале с помощью преобразований привести сеть к линии с двухсторонним питанием.

Для всех рассматриваемых вариантов должны быть приведены расчетные схемы с нанесенными на них нагрузками, потоками мощности, полученными в расчете и напряжения в узлах.

После расчета потокораспределения определяется номинальное напряжение сети и сечение проводов. В настоящее время рекомендуется определять сечение провода методом экономических интервалов.

Для каждого выбранного сечения определяют активные и индуктивные сопротивления участков линии по формулам:

(12)

(13)

Затем по формуле:

(14)

определяют потерю напряжения на участке и наибольшую потерю напряжения, то есть потерю напряжения от источника питания до наиболее удаленного потребителя;

где P_уч; Q_уч - потоки активной и реактивной мощности на участке сети.

При суммировании потерь напряжения по участкам следует принимать во внимание направление потока мощности на участке, так как в зависимости от этого напряжение вдоль участка может или уменьшаться или увеличиваться.

Потери активной мощности по участкам определяются по формуле:

(15)

и затем суммируются для всей сети.

Наиболее тяжелым послеаварийным режимом считается работа сети при повреждении и отключении наиболее загруженного головного участка замкнутой сети или одной из цепей магистральной линии на головном участке, или отключение ТЭЦ, если она имеет ограниченную мощность.

При этом рекомендуется следующий порядок расчета:

– рассчитываются параметры участков сети (если они изменились) и составляется расчетная схема сети в послеаварийном режиме;

– рассчитываются потокораспределения;

– по условиям нагрева проверяются и, если необходимо, корректируются сечения проводов;

определяются потеря напряжения (только на участках, где она изменилась) и наибольшая потеря напряжения.

Если наибольшая потеря напряжения превышает допустимую, необходимо принять меры к её уменьшению. Такими мерами могут быть (в порядке возрастания эффективности):

– увеличение сечения провода на одну - две ступени;

– выполнение наиболее загруженных участков кольцевой сети двухцепными линиями

– прокладка дополнительной линии электропередачи.

По результатам расчета послеаварийного режима рекомендуется составить таблицу.

Расчет схемы №3 в нормальном и аварийном режимах

Определяется потокораспределение на участках линии:

S34 =S4 = 36 + j2,57 МВА

S23 = S34 + S3 =36 + j2,57 + 12 + j7,7 = 48 + j10,27 МВА

По первому закону Кирхгоффа определяется потокораспределение на участках линии:

Определяется токи на участках линии:

(18)

Определяются расчётные токи на участках линии:

Ipi = Ii * i * m (19)

где по справочным данным выбираем коэффициенты i =1,05; i =1,0 для линии 110кВ.

По расчётным токам определяется по справочным данным марка и сечение проводов линии:

так как расчётный ток участок 1-4 превышает справочные

данные для одноцепных линий, определяем её как двух

цепную линию на этом участке. [Л-3, с. 280, табл. 7,8]

Из справочника по сечению определяют нулевое активное и реактивное сопротивление проводов которое представлены в таблице 3.

Таблица.3. Технические характеристики проводов воздушной линии

Сечение	r0	Х0	[Л-3, с. 358, табл. 7-32]
120	0,249	0,423
150	0,195	0,416
185	0,156	0,409
240	0,12	0,401

Определяется полное сопротивление по участкам линии:

Определяются потери мощности по участкам линии:

Определяется падение напряжения по отдельным участкам линии:

Определяются падение напряжения в процентах по участкам линии и суммарное падение активной мощности на линии и сводятся в таблицу №4.

Таблица.4. Расчетные потери напряжения и мощности на участках сети

№ участок	3 4	2 3	6 7	1 6	1 8	5 1	2 5
U	0,44	1,61	0,16	0,71	0,26	1,64	1,56
U наиб	2,05	1,13	3,2
P	1,233

Так как UнаибUдоп, на участках линии необходимо произвести регулирование напряжения.

Предполагается, что на двухцепном участке 2-3 линии произошёл обрыв одной линии. Определяется полное сопротивление на аварийном участке линии, так как потокораспределения и ток не изменились:

Z₂₃ = 0,12 * 39 + j0,401 + 39 = 4,68+j15,64Ом

Определяется падение напряжения на аварийном участке:

Падение напряжения не превысило заданного при аварийном режиме.

По справочным данным [Л-3, с. 356, табл. 7-30] производится проверка расчётного тока и допустимого тока для аварийного режима данного сечения которые представлены в таблице 5:

Таблица. 5. Допустимый длительный ток для проводов марки АС

Сечение (ммІ)	Iдоп (А)	Ip23 I ДОП270А610А
АС-240	610

Определяется ток на головном участке:

По справочным данным [Л-3, с. 356, табл. 7-30] производится проверка расчётного тока и допустимого тока для аварийного режима данного сечения:

Таблица 6. Допустимый длительный ток для проводов марки АС

АС-120	390

Определяется падение напряжения на аварийном участке:

Падение напряжения не превысило заданного при аварийном режиме.

По справочным данным [Л-3, с. 356, табл. 7-30] производится проверка расчётного тока и допустимого тока для аварийного режима данного сечения которые представлены в таблице 7:

Таблица. 7. Допустимый длительный ток для проводов марки АС

Сечение (ммІ)	Iдоп (А)	Ip I ДОП223А390А
АС-120	390

Расчет схемы №4 в нормальном и аварийном режимах.

Определяется потокораспределение на головном участке линии:

S43 =S3 = 12 + j2,57 МВА

S24 = S43 + S4 =12 + j2,57 + 36 + j7,7 = 48 + j10,27 МВА

По первому закону Кирхгоффа определяется потокораспределение на остальных участках линии:

S67 = S7 = 6,56+ j 1,402 МВА

S16 = S67+S6 = 6,56+j1,402 + 13,6+j2,912=20,16 + j4,314 МВА

S15 = S5 = 10,8+j2,314 МВА

Определяются токи на участках линии:

(20)

Определяются расчётные токи на участках линии:

Ipi = Ii * i * m (21)

где по справочным данным выбираются коэффициенты i =1,05; i =1,0 для линии 110кВ.

I p43 = I43 * i * m =0,064 * 1,05 * 1,0 = 0,067кА =67А

I p24 = I24 * i * m =0,078 * 1,05 * 1,0 = 0,082кА=82А

I p67= I67 * i * m =0,035 * 1,05 * 1,0 = 0,037кА=37А

I p16= I16 * i * m =0,108 * 1,05 * 1,0 = 0,113кА=113А

I p15 = I15 * i * m =0,058 * 1,05 * 1,0 = 0,061кА =61А

I p81 = I81 * i * m =0,152 * 1,05 * 1,0 = 0,160кА=160А

I p28= I28 * i * m =0,099 * 1,05 * 1,0 = 0,104кА=104А

По расчётным токам определяется по справочным данным марка и сечение проводов линии:

S43=АС-120 ммІ Л-3, с. 280, табл. 7.8

S24=АС-120 ммІ

S67=АС-120 ммІ

S16=АС-120 ммІ

S15=АС-120 ммІ

S81=АС-150 ммІ

S28=АС-120 ммІ.

Из справочника по сечению определяется нулевое активное и реактивное сопротивление проводов, которые представлены в таблице 8.

Таблица.8. Технические характеристики проводов воздушных линий

Сечение	r0	Х0	[Л-1, с. 358, табл. 7-32]
120	0,249	0,423
150	0,195	0,416

Определяются полные сопротивления по участкам линии:

Определяются потери мощности по участкам линии:

Определяются падения напряжения по отдельным участкам линии:

Определяются падения напряжения по участкам линии и потери активной мощности на линии. Результаты заносятся в таблицу №9.

Таблица.9. Расчетные потери напряжения и мощности на участках сети

№ участок	4 3	2 4	6 7	1 - 6	1 5	8 1	2 8
U	0,27	2,53	0,11	0,71	0,31	1,59	1,81
U наиб	2,8	1,13	3,4
P	0,751

Так как по участкам линии UнаибUдоп, регулирования напряжения не требуется.

Z₂₄ = 0,249 * 37,5 + j0,423 + 37,5 = 9,34+j15,86Ом

Определяется падение напряжения на аварийном участке:

Падение напряжения не превысило заданного при аварийном режиме.

По справочным данным [Л-3, с. 356, табл. 7-30] производится проверка расчётного тока и допустимого тока для аварийного режима данного сечения которые представлены в таблице 10:

Таблица. 10. Допустимый длительный ток для проводов марки АС

Сечение (ммІ)	Iдоп (А)	Ip24 I ДОП82А390А
АС-120	390



Определяется ток на головном участке:

По справочным данным [Л-3, с. 356, табл. 7-30] производится проверка расчётного тока и допустимого тока для аварийного режима данного сечения:

Таблица.11. Допустимый длительный ток для проводов марки АС

АС-120	390

Определяется падение напряжения на аварийном участке:

Расчет схемы №5 в нормальном и аварийном режимах.

Определяется потокораспределение на головном участке линии:



По первому закону Кирхгоффа определяется потокораспределение на остальных участках линии:

Определяются токи на участках линии:

(22)

Определяются расчётные токи на участках линии:

Ipi = Ii * i * m (23)

где по справочным данным выбираются коэффициенты i =1,05; i =1,0 для линии 110кВ.

По расчётным токам определяются по справочным данным марка и сечение проводов линии:

Из справочника по сечению определяются нулевое активное и реактивное сопротивление проводов: [Л-3, с. 358, табл. 7-32]

Таблица.12. Технические характеристики проводов воздушной линии

Сечение	r0	Х0
95	0,314	0,429
120	0,249	0,423
150	0,195	0,416
185	0,156	0,409
	240	0,12	0,401

Определяется полное сопротивление по участкам линии:

Определяются потери мощности по участкам линии:

Определяются падения напряжения по отдельным участкам линии:

Определяются падения напряжения по участкам линии в процентах. Результаты заносятся в таблицу:

Предполагается, что на ТЭЦ произошла авария.

По первому закону Кирхгоффа определяется потокораспределение на остальных участках линии:

Определяются падения напряжения на аварийном участке:

Определяются падения напряжения по участкам линии в процентах. Результаты заносятся в таблицу:

Падение напряжения не превысило заданного при аварийном режиме.

3. Выбор мощности и типа трансформаторов

Мощность трансформаторов двухтрансформаторных подстанций выбирается с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режиме, возникающем при отключении одного из трансформаторов:

(24)

Мощность трансформаторов для однотрансформаторной подстанции выбирается проще:

(25)

В пунктах 3 - 8 принимается к установке по два трансформатора. Определяется максимальная и расчётная мощности трансформаторов:

где: n = 2 - количество трансформаторов

По полученным расчётным мощностям выбираются из справочника трансформаторы.

Таблица 15. Технические и расчетные характеристики трансформаторов.

№ п/ст	Тип трансформатора	Smax МВА	Sрасч МВА	Sном МВА	Номинальное напряжение обмоток, кВ	Uк %	ДРхх кВт	ДРкз кВт	Ixx %	Rтр Ом	Qx квар	Хтр Ом
					В	Н
3	ТДН-10000/110	12,3	8,77	10	115	11	10,5	14	58	0,9	7,95	70	139
4	ТРДН-25000/ 110	36,8	24,3	25	115	10,5 - 10,5	10,5	25	120	0,65	1,44	260	34,8
5	ТДН-10000/110	11,1	7,89	10	115	11	10,5	14	58	0,9	7,95	70	139
6	ТДН-10000/110	13,9	9,9	10	115	11	10,5	14	58	0,9	7,95	70	139
7	ТМН-6300/110	6,7	4,8	6,3	115	11	10,5	10	44	1	14,7	50,4	220
8	ТДН-10000/110	10,7	7,67	10	115	11	10,5	14	58	0,9	7,95	70	139

4. Технико-экономический расчёт

Сравнение вариантов электроснабжения промышленного района удобнее всего производить по приведенным затратам:

З = р_н ? К_? + И +У (26)

где р_н - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

К_? - суммарные капиталовложения в строительство сети;

И - ежегодные эксплуатационные расходы;

У - ежегодный ущерб от недоотпуска электроэнергии.

Лучшим считается вариант, имеющий наименьшие приведенные затраты.

Капиталовложения в строительство сети определяется по укрупненным показателям, как сумма капиталовложений в строительство ЛЭП и подстанций.

К_У = К_лэп + К_{п/ст (27)}

где К_лэп = ?К_{лэп i} ? l_i

К_п/ст = К_тр + К_ору + К_крун; причем

К_{лэп i} - стоимость 1 км линии, зависящая от сечения провода, числа цепей и типа опор;

l_i - длина участка сети, км;

К_тр - стоимость трансформаторов подстанций потребителей;

К_ору - стоимость распределительных устройств;

К_крун - стоимость комплектных распределительных устройств.

Ежегодные издержки определяются по выражению:

И_год = И_л + И _п/ст +И ?w, (28)

где И_л = (б_а + б_р = б₀) ? К_лэп - издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание линий;

И_п/ст = (б_а + б_р = б₀) ? К_п/ст - издержки на амортизацию, ремонт и обслуживание подстанций;

И ?W = ДРф_нбв - расходы на возмещение потерь электроэнергии;

в - стоимость 1 кВт часа электроэнергии;

Ущерб от недоотпуска электроэнергии определяется и учитывается лишь в тех случаях, когда электроснабжение осуществляется по не резервированным схемам и варианты существенно отличаются по надежности.

На основании технико-экономического расчета выбирается лучший вариант. Это можно сделать или только по приведенным затратам, приняв вариант с минимальными приведенными затратами, или учесть также и другие параметры (надежность, потери энергии, расход цветного металла и т.д.).

В первом случае расчет проще, но он дает значительную погрешность, так как нет достоверных данных о величине р_н., этот расчет и возьмем во внимание. Во втором случае результат получается более достоверным, но сам расчет более трудоемким.

Так как схемы отличаются только длиной линий, то учитывается только эти элементы схемы, производится расчёт. Производится расчет схемы №3.

Определяются приведённые затраты:

Общая длина линии - 152 км.

По справочнику определяется стоимость линии на 1 км. [Л-4, с. 321, табл. 6.99]

Таблица 16. Стоимость линии на 1 км для проводов марки АС

Сечение (мм2)	Одноцепные линии (т.р.)	Двухцепные линии (т.р.)
АС-120	14,4	22,2
АС-185	15,3	25,2
АС-240	16,6	27,0

Определяются капиталовложения:

Определяются капиталовложения линии:

Определяются капиталовложения подстанции:

По справочнику определяется стоимость комплектных трансформаторных подстанций напряжением 110/10 кВ. [Л-4, с. 321, табл. 6.99]

Таблица 17. Укрупнённые показатели стоимости КТПБ - 110/10 кВ

Тип подстанции	Кол - во жд	Кол-во и мощность трансформаторов, МВА	Стоимость тыс. руб.
			Строительных работ	Монтаж работ	Оборудования	Общая
КТПБ-110/10	1	2x6,3	37,95	7,63	142,54	188,12
КТПБ-110/10	4	2х10	37,95	7,83	165,4	211,18
КТПБ-110/10	1	2х25	37,95	7,83	221,14	268,72

К_п/ст =211,18+268,72+211,18+211,18+188,12+211,18=1301,56 т. руб.

Определяется общие капиталовложения линии:

Определяются ежегодные издержки:

б₁ = 3,6% - для ВЛ

б₂ = 6,4% - для подстанций [Л-3, с. 315, табл. 8.2]

ф = 8300 - определяется по графику [Л-4, с. 266, гр. 6.1]

в = 0,7 коп = 0,7*10^-5 т. руб.

ДP = 1,233МВт = 1233кВт

Определяется минимум приведенных затрат:

где: Р_н = 0,12 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

Производится расчет схемы №4.

Определяются приведённые затраты:

Общая длина линии - 154 км.

По справочнику определяется стоимость линии на 1 км. [Л-4, с. 321, табл. 6.99]

Таблица.18. Стоимость линии на 1 км для проводов марки АС.

Сечение (мм2)	Одноцепные линии (т.р.)	Двухцепные линии (т.р.)
АС-120	14,4	22,2
АС-150	14,1	23,9
АС-185	15,3	25,2
АС-240	16,6	27,0

Определяются капиталовложения:

Определяются капиталовложения линии:

Определяются капиталовложения подстанции:

По справочнику определяется стоимость комплектных трансформаторных подстанций напряжением 110/10 кВ. [Л-4, с. 321, табл. 6.99]

Таблица 19. Укрупнённые показатели стоимости КТПБ - 110/10 кВ.

Тип подстанции	Кол - во жд	Кол-во и мощность трансформаторов, МВА	Стоимость тыс. руб.
			Строительных работ	Монтаж работ	Оборудования	Общая
КТПБ-110/10	1	2x6,3	37,95	7,63	142,54	188,12
КТПБ-110/10	4	2х10	37,95	7,83	165,4	211,18
КТПБ-110/10	1	2х25	37,95	7,83	221,14	268,72

К_п/ст =211,18+268,72+211,18+211,18+188,12+211,18=1301,56 т. руб.

Определяется общие капиталовложения линии:

Определяются ежегодные издержки:

б₁ = 3,6% - для ВЛ

б₂ = 6,4% - для подстанций [Л-3, с. 315, табл. 8.2]

ф = 8300 - определяется по графику [Л-4, с. 266, гр. 6.1]

в = 0,7 коп = 0,7*10^-5 т. руб.

ДP = 0,751МВт = 751кВт

Определяется минимум приведенных затрат:

где: Р_н = 0,12 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

Производится расчет схемы №5.

Определяются приведённые затраты:

Общая длина линии - 167,5 км.

По справочнику определяется стоимость линии на 1 км. [Л-4, с. 321, табл. 6.99].

Таблица.20. Стоимость линии на 1 км для проводов марки АС.

Сечение (мм2)	Одноцепные линии (т.р.)	Двухцепные линии (т.р.)
АС-95	15,9	23,3
АС-120	14,4	22,2
АС-150	14,1	23,9
АС-185	15,3	25,2
АС-240	16,6	27,0

Определяются капиталовложения:

Определяются капиталовложения линии:

Определяются капиталовложения подстанции:

По справочнику определяется стоимость комплектных трансформаторных подстанций напряжением 110/10 кВ. [Л-4, с. 321, табл. 6.99]

Таблица 21. Укрупнённые показатели стоимости КТПБ - 110/10 кВ.

Тип подстанции	Кол - во жд	Кол-во и мощность трансформаторов, МВА	Стоимость тыс. руб.
			Строительных работ	Монтаж работ	Оборудования	Общая
КТПБ-110/10	1	2x6,3	37,95	7,63	142,54	188,12
КТПБ-110/10	4	2х10	37,95	7,83	165,4	211,18
КТПБ-110/10	1	2х25	37,95	7,83	221,14	268,72

К_п/ст =211,18+268,72+211,18+211,18+188,12+211,18=1301,56 т. руб.

Определяется общие капиталовложения линии:

Определяются ежегодные издержки:

б₁ = 3,6% - для ВЛ

б₂ = 6,4% - для подстанций [Л-3, с. 315, табл. 8.2]

ф = 8300 - определяется по графику [Л-4, с. 266, гр. 6.1]

в = 0,7 коп = 0,7*10^-5 т. руб.

ДP = 1,833МВт = 1833кВт

Определяется минимум приведенных затрат:

где: Р_н = 0,12 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений.

По произведённому технико-экономическому расчёту вариантов электроснабжения схем (схемы №3, №4, №5) выяснили, что по минимуму приведённых затрат наиболее выгодная и экономичная из трёх схем - схема №5.

5. Разработка схемы первичных соединений трансформаторной подстанции

5.1 Схема присоединения подстанции к сети энергосистемы напряжением 110 кВ

За основу выбирается типовая схема присоединения подстанции к сети энергосистемы напряжением 110 кВ изображенная на рис. 16.

Рис. 16 Типовая схема присоединения подстанции к сети энергосистемы напряжением 110 кВ

5.2 Составление схемы выдачи электроэнергии

Составление схемы первичных соединений трансформаторной подстанции начинается с разработки схемы выдачи электроэнергии (рис 17), которая необходима для расчёта токов в нормальном режиме работы.



Рис. 17 Схема выдачи электроэнергии.

Токи на отходящих линиях определяются согласно расчёту линий распределительной сети 10кВ.

Для определения токов на отходящих линиях задается положение выключателя «отключено». Предполагается, что нагрузка распределена равномерно.

В данной схеме на стороне низшего напряжения используются вакуумные выключатели на выкатных тележках, что позволяет обойтись без разъединителей, соответственно упростив конструктивное исполнение подстанции и её обслуживание. Эти выключатели служат для защиты трансформаторов и потребителей от токов короткого замыкания, перегрузок, перенапряжений, чрезмерно низких напряжений, а также предназначены для различного рода коммутаций.

5.3 Выбор схем РУ

Согласно нормам технологического проектирования выбор схем РУ определяется напряжением РУ, числом присоединений и наличием аварийного резерва в системе.

Критерием оптимальности является минимум приведенных затрат с учетом ущерба от недоотпуска электроэнергии с шин проектируемой подстанции из-за отказов оборудования РУ.

Проектируемая подстанция имеет РУ, служащие для приема и распределения электроэнергии и содержащие коммутационные аппараты, устройства защиты и автоматики, измерительные приборы, сборные шины и вспомогательные устройства.

В проекте рассматривается вариант применения комплектной трансформаторной подстанции блочной модернизированной на напряжение 110 кВ КТПБ-110/10.

Оборудование РУ низшего напряжения, размещается в закрытом помещении (ЗРУ) или шкафах наружной установки (КРУН). В проекте рассматривается вариант установки комплектного распределительного устройство наружной установки серии К-59 для умеренного (У1) и холодного (ХЛ1) климата представляет собой в общем случае отдельностоящие блоки высоковольтных ячеек с коридором управления (далее блок КРУ), шкаф трансформатора собстветнных нужд (ТСН) и шкаф ВЧ-связи. В КРУ исполнения У1 может входить навесной шкаф с трансформаторами напряжения. Для понижающих подстанций без развитого РУ-10 кВ могут поставляться также отдельностоящие шкафы с трансформаторами напряжения (ТН) типа НАМИТ.

КРУ серии К-59У1 и К-59ХЛ1 предназначены для приема и распределения электрической энергии переменного трёхфазного тока промышленной частоты 50 Гц напряжением 10 кВ, в том числе и распределительного устройства трансформаторной подстанции, включая комплектные трансформаторные подстанции (блочные) 110/10 кВ.

КРУ серии К-59 рассчитано для работы в условиях климатических районов У и ХЛ категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69 и ГОСТ-15543-70:

- температура окружающего воздуха для исполнения У1 - не выше +40⁰С и не ниже минус 40⁰С (эпизодический минус 45⁰С);

- для исполнения ХЛ1 - не выше +45⁰С и не ниже минус 60⁰С.

Нормальная работа КРУ серии К-59 обеспечивается при следующих условиях:

- высота над уровнем моря не выше 1000 м;

- скорость ветра - до 34 м/сек при толщине льда до 20 мм, при отсутствии гололеда скорость ветра - до 40 м/сек.

КРУ серии К-59 соответствует требованиям ГОСТ 14693-77 и имеет сертификат соответствия требованиям нормативных документов №РОСС.RU.МВОЗ.В.00003.

Таблица 22. Технические данные КРУ серии К-59У1 (ХЛ1).

Наименование параметра, показателя классификации	Значение параметра, исполнения
Номинальное напряжение (линейное) при частоте 50 Гц, кВ	10
Наибольшее рабочее напряжение (линейное), кВ	12,0
Номинальный ток главных цепей шкафов КРУ при частоте 50 Гц, А	630; 1000; 1600
Номинальный ток сборных шин при частоте 50 Гц, А	1000; 1600; 2000; 3150
Номинальный ток отключения выключателя, встроенного в КРУ при частоте 50 Гц, кА	31,5
Ток термической стойкости (кратковременный ток) при времени протекания 3 с, кА	31,5
Номинальный ток электродинамической стойкости главных цепей ячеек КРУ, кА	81
Уровень изоляции по ГОСТ 15161-76	Нормальная изоляция, уровень 6
Вид изоляции	Воздушная
Наличие изоляции токоведущих частей	С неизолированными шинами
Вид линейных высоковольтных подсоединений	Кабельные, воздушные, шинные
Условия обслуживания	С двухсторонним обслуживанием
Степень защиты по ГОСТ 14254-80	КРУ исполнения У1-брызгозащитное исполнение 1Р34 КРУ исполнения ХЛ1- Пылезащитное исполнение 1Р54
Наличие теплоизоляции в КРУ	исполнениеУ1-без т/изоляции Исполнение ХЛ1-с т/изоляции
Вид управления	Местное, дистанционное
Габаритные размеры, мм: Ячейки КРУ: высота, глубина, ширина (длина) Блока ячеек КРУ исполнения У1: высота (без кронштейнов линии, ввода), ширина, длина Блока ячеек КРУ исполнения ХЛ1: высота (без кронштейнов линии, ввода), ширина, длина Навесного шкафа с трансформаторами напряжения: высота, глубина, ширина	2200, 1250, 750 2695, 3065, опред. количеством ячеек в блоке КРУ 2780, 3180, опред. количеством ячеек в блоке КРУ 1335, 630, 860
Масса, кг Блока КРУ из шести ячеек: исполнения У1, исполнения ХЛ1 Навесного шкафа с трансформаторами напряжения исполн. У1 Шкафа ТСН без трансформаторов и разрядников: 25-63кВ, 100-250кВ Шкафа ТН Шкафа ВЧ-связи	5900, 6500 170 260 375 420 710

5.4 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов КЗ в системе электроснабжения производится упрощенным способом с рядом допущений: считают, что трехфазная система является симметричной; не учитывают насыщение магнитных систем, т.е. считают, что индуктивные сопротивления в процессе КЗ не изменяются; принимают, что фазы всех ЭДС источников не изменяются в процессе КЗ; напряжение на шинах источника принимают неизменным, так как точки КЗ обычно удалены от источника.

При проектировании системы электроснабжения учитываются не только нормальные, продолжительные режимы работы электроустановок, но и аварийные режимы их. Одним из аварийных режимов является короткое замыкание.

Коротким замыканием (КЗ) называют всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы, электрическое соединение различных точек электроустановки между собой или землей, при котором токи в ветвях электроустановки резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток продолжительного режима.

В системе трехфазного переменного тока могут быть замыкания между тремя фазами - трехфазные КЗ, между двумя фазами - двухфазные КЗ. Если нейтраль электроэнергетической системы соединена с землей, то возможны однофазные КЗ. Чаще всего возникают однофазные КЗ (60-92% от общего числа КЗ), реже трехфазные КЗ (1-7%).

Возможно двойное замыкание на землю в различных, но электрически связанных частях электроустановки в системах с незаземленными или резонансно-заземленными нейтралями.

Как правило, трехфазные КЗ вызывают в поврежденной цепи наибольшие токи, поэтому при выборе аппаратуры обычно за расчетный ток КЗ принимают ток трехфазного КЗ.

Последовательность расчёта:

1. Составляется схема замещения

2. На расчётной схеме выбирают точки КЗ

3. Для каждой точки составляется схема замещения

4. Принимаются базисные условия

5. Производится преобразование схемы замещения к простейшему виду

6. Производится расчет необходимых значений токов КЗ.

Составление расчетной схемы и схемы замещения

Расчетная схема составляется на основании схемы электроснабжения. Под расчетной схемой понимают упрощенную однолинейную схему с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на величину тока КЗ и поэтому должны быть учтены при выполнении расчетов. Расчетная схема представлена на рис. 18.

Для расчета токов КЗ прежде всего необходимо составить схему замещения, в которую все элементы электроустановки, влияющие на силу токов КЗ, должны войти своими сопротивлениями.

При составлении схемы замещения для электроустановок напряжением выше 1000 В учитывают индуктивные сопротивления электрических машин, силовых трансформаторов и автотрансформаторов (АТ), реакторов, воздушных и кабельных линий.

Активные сопротивления учитывают только для воздушных линий с проводами небольшой площади поперечного сечения и со стальными проводами, а также для протяженных кабельных линий с небольшой площадью сечения.

Активные сопротивления трансформаторов учитывают в том случае, когда среднее номинальное напряжение ступени, где находится точка КЗ, U_ср ? 500 В и мощность трансформатора S_н.т < 1000 кВМА или если питающая и отходящая линии выполнены из стальных проводов.

Пользуясь известными из электротехники правилами преобразования электрических цепей (сложение параллельно и последовательно включенных сопротивлений, замена треугольника эквивалентной звездой и т.д.), приводят расчетную схему к простейшему виду последовательно соединенных сопротивлений. Схема замещения представлена на рис. 19.

S_C = ?

X _*С = 0



Рис. 18. Расчетная схема

Рис. 19. Схема замещения

Данную схему замещения можно упростить и привести к следующему виду рис. 20.

Рис. 20. Упрощенная схема замещения

Определение параметров схемы замещения

При определении токов КЗ используют, один из двух методов:

1. Метод практических единиц - параметры схемы выражают в именованных единицах (омах, амперах, вольтах и т.д.).

Метод практических единиц применяют при расчете токов КЗ сравнительно простых электрических сетях с небольшим числом ступеней трансформации. В частности, этот метод удобно использовать при определении токов КЗ электрических сетей, питающихся от районных энергосистем или от изолированно работающих электрических станций, а также сетей напряжением 380/220 В.

2. Метод относительных единиц - параметры схемы выражают в долях или процентах от величины, приятой в качестве основной (базисной).

Метод относительных единиц удобнее пользоваться при расчете токов КЗ в сложных электрических сетях с несколькими ступенями трансформации, присоединенных к районным энергосистемам.

Для расчета используется метод относительных единиц.

Относительное сопротивление трансформатора определяется по формуле (29):

(29)

где S_б - базисная мощность;

S_н.Т - номинальная мощность трансформатора;

u_к - напряжение к.з трансформатора, %;

Относительное сопротивление ЛЭП и кабельной линии определяется по формуле (30):

(30)

где S_б - базисная мощность;

х_о- индуктивное сопротивление 1 км линии, Ом/км;

L - длина линии, км;

U_ср - среднее номинальное напряжение.

Производится расчет сопротивлений:

S_б - принимается равной 100.

Определяется относительное сопротивление ЛЭП:

Определяется относительное сопротивление двухобмоточных трансформаторов:

Определяется относительное сопротивление кабельной линии:

Наносим полученные значения сопротивлений на схему замещения и находим эквивалентные сопротивления параллельно включенных сопротивлений:

Расчет токов КЗ в заданных токах

Так как электрическая сеть присоединена к мощной системе, то:



Результирующее сопротивление до точки К1

Базисный ток

Трехфазный ток КЗ

При КЗ на шинах проектируемой подстанции 110/10 кВ ударный коэффициент k_у=1,8

Ток двухфазного КЗ.

Результирующее сопротивление до точки К2:

Базисный ток

Трехфазный ток КЗ

При КЗ на шинах проектируемой подстанции 110/10 кВ ударный коэффициент k_у=1,2

Ток двухфазного КЗ.

Результирующее сопротивление до точки К3:

Базисный ток

Трехфазный ток КЗ

При КЗ на шинах проектируемой подстанции 110/10 кВ ударный коэффициент k_у=1,2

Ток двухфазного КЗ.

6. Выбор оборудования и коммутационной аппаратуры трансформаторной подстанции

электроснабжение сеть энергия

6.1 Выбор оборудования и коммутационной аппаратуры по условиям режима работы

В соответствии с ГОСТом выбор разъединителей, короткозамыкателей и выключателей осуществляется по следующим условиям:

номинальное напряжение - ;

номинальный ток - (кроме короткозамыкателей);

амплитудное значение тока динамической устойчивости - ;

действующее значение тока динамической устойчивости -;

номинальный тепловой импульс - ;

выключатели нагрузки дополнительно выбирают по условию - .

Для установки на ОРУ предполагается выбрать выключатель ВМТ-110Б-25/1250УХЛ1, разъединители РНДЗ.1-110/1000У1 и РНДЗ.2-110/1000У1, отделитель ОДЗ-1-110/1000УХЛ1 и короткозамыкатель КЗ-110УХЛ1. (Л-4)

Для установки в КРУНе - выключатель BB/TEL-20/1000У2.

Необходимо проверить по условиям форсированного режима работы на действие токов короткого замыкания разъединитель (табл. 23), выключатель (табл. 24), короткозамыкатель (табл. 25) и отделитель (табл. 26) установленные на стороне 110 кВ и выключатель (табл. 27) установленный на вводах 10 кВ и отходящих кабельных линиях двухтрансформаторной подстанции 110/10 кВ с трансформаторами по 10000 кВА каждый.

Значение токов КЗ для точки К1: ;

Значение токов КЗ для точки К2:

Значение токов КЗ для точки К3:

На стороне 110 кВ: ;

На стороне 10 кВ: ;

Таблица 23. Условия выбора разъединителя

Условия выбора	Расчетные данные сети	Каталожные данные аппаратов
		Разъединитель РНДЗ.1 (2) - 110/1000У1
Uн.с? Uн.а	110 кВ	110 кВ
Iфорс? Iн.а	78,75 кА	1000 А
	18,2 кА	80 кА
	8,04 кА	80 кА

Таблица.24. Условия выбора выключателя

Условия выбора	Расчетные данные сети	Каталожные данные аппаратов
		Выключатель ВМТ-110/1250
Uн.с? Uн.а	110 кВ	110 кВ
Iфорс? Iн.а	78,75 А	1250 А
	18,2 кА	65 кА
	8,04 кА	25 кА
	7,142·2,1=107,06 кА2с	252·3=1875 кА2с
	1,73·110·9,24=1760,5 МВ·А	1,73*110*25=4763,1 МВА

Таблица 25. Условия выбора короткозамыкателя

Условия выбора	Расчетные данные сети	Каталожные данные аппаратов
		Короткозамыкатель КЗ-110УХЛ1
Uн.с? Uн.а	110 кВ	110 кВ
Iфорс? Iн.а	78,75 кА	-
	18,2 кА	-
	8,04 кА	51 кА
	8,072·1,4=91,2 кА2·с	202·3=1200 кА2·с

Таблица 26. Условия выбора отделителя

Условия выбора	Расчетные данные сети	Каталожные данные аппаратов
		Отделитель ОДЗ-1-110/1000УХЛ1
Uн.с? Uн.а	110 кВ	110 кВ
Iфорс? Iн.а	78,75 кА	1000 А
	18,2 кА	80 кА
	8,04 кА	-
	8,072·1,4=91,2 кА2·с	31,52·3=2976,675 кА2·с

Таблица 27. Условия выбора выключателя

Условия выбора	Расчетные данные сети	Каталожные данные аппаратов
		Выключатель ВB/TEL-10-20/1000У2
Uн.с? Uн.а	10 кВ	10 кВ
Iфорс? Iн.а	866,025 А	1000 А
	13,7 кА	52 кА
	8,39 кА	20 кА
	8,072·1,4=91,2 кА2·с	202·3=1200 кА2·с
	1,73·10·8,07=139,8 МВ·А	1,73·10·20=346 МВА

Данное оборудование проходит проверку по режиму короткого замыкания и может быть принято к установки. Технические данные оборудования заносятся в табл. 28,29,30,31,32.

Таблица 28. Технические показатели разъединителя РНДЗ.1 (2) - 110/1000У1.

UН, кВ

IH, А

IКЗ, кА

IH термич. стойкости, кА / tДОП, с

tПОЛН.ОТКЛ. (tПОЛН.ВКЛ.), с

Тип привода

Масса, кг

Главных ножей

Заземляющих ножей

Главных ножей

Заземляющих ножей

Без гололёда

При гололёде

Главных ножей

Заземляющих ножей

Аппарата

Привода

110

1000

80

31,5/4

31,5/1

-

ПРН-110У1

254

-

Таблица 29. Технические данные выключателя ВМТ-110Б-25/1250 УХЛ1