Электроснабжение части Няндомского района Архангельской области

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА

1.1 Краткая характеристика сельскохозяйственного района

1.2 Характеристика РПП

1.3 Характеристика собственных нужд РПП

2. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК РАЙОНА

2.1 Характеристика электроприемников (потребителей) РПП

2.2 Определение расчетной нагрузки населенного пункта

2.2.1 Определение расчетной нагрузки жилых домов

2.2.2 Определение расчетной нагрузки уличного освещения

2.3 Определение расчетной нагрузки электроприемников РПП

2.4 Определение расчетной мощности РПП

3. ВЫБОР ЧИСЛА, МОЩНОСТИ И СХЕМ ТП, ИХ МЕСТ РАСПОЛОЖЕНИЯ

3.1 Выбор числа ТП населенного пункта

3.2 Выбор мощности ТП

3.3 Выбор схем ТП

3.4 Выбор мест расположения ТП

3.4.1 Определение центра электрических нагрузок

3.4.2 Построение картограммы электрических нагрузок

4. ВЫБОР СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ РАЙОНА

4.1. Радиальная схема электроснабжения района

4.2. Магистральная схема электроснабжения района

5. ВЫБОР ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ

5.1 Выбор линий электропередач населенного пункта (0,4 кВ)

5.2 Выбор линий электропередач района (110, 35 и 10 кВ)

6. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ РПП И ТСН

6.1 Выбор силовых трансформаторов

6.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

7. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

7.1 Составление расчетной схемы электрической сети

7.2 Расчет параметров схемы замещения электрической сети

7.2.1 Расчет параметров энергосистемы

7.2.2 Расчет сопротивления линий электропередач

7.2.3 Расчет сопротивления трансформаторов

7.3 Расчет токов короткого замыкания

7.3.1 Минимальный режим

7.3.2 Максимальный режим

8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ

8.1 Выбор высоковольтных выключателей

8.2 Выбор трансформаторов тока

8.3 Выбор трансформаторов напряжения

8.4 Выбор разъединителей

8.5 Выбор сборных шин РУ-10 кВ

8.6 Выбор токопровода 10 кВ

8.7 Выбор гибкой ошиновки ОРУ-110 и ОРУ-35 кВ и опорных изоляторов

8.8 Выбор ограничителей перенапряжения

8.9 Выбор оборудования, устанавливаемого в нейтрали трансформатора

8.10 Выбор КРУН-10 кВ

8.11 Технико-экономическое обоснование выбора выключателей 110, 35 и 10 кВ

9. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩАТЫ И ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ

9.1 Краткая характеристика шкафов микропроцессорных защит

9.2 Обоснование выбора защит

9.3 Защита силовых трансформаторов ТДТН-10000

9.3.1 Газовая защита трансформаторов

9.3.2 Дифференциальная защита трансформатора

9.3.3 МТЗ от токов при внешних КЗ

9.3.4 МТЗ от перегрузки

9.3.5 Температурная сигнализация

9.3.6 Проверка ТТ по условию 10%-ой погрешности

10. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

10.1 Вступление. Применение комплекса технических защитных средств

10.2 Требования к персоналу при обслуживании ПС

10.3 Расчет заземляющего устройства ПС. Выбор молниеприемников. Расчет молниезащиты. Подключение молниеприемников к заземляющему устройству

10.4 Тушение пожаров на ОРУ ПС. Допуск пожарных команд на тушение пожара. Разработка оперативно-пожарных карточек

10.5 Наводнения. Защита энергообъектов при весеннем паводке. Задача МЧС в XXI веке

11. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

11.1 Сметно финансовый расчет объекта проектирования

11.2 Расчет численности и состава бригады работников

11.3 Организация электромонтажных работ. Построение ленточного графика

11.4 Расчет эффективности инвестиционных вложений

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

ПРИЛОЖЕНИЕ 5



ВВЕДЕНИЕ

Прогресс в технике, конкурентоспособные технологии выдвигают новые требования к проектированию энергообъектов. Некоторые элементы существующих систем устарели физически. Кроме того, появились новые материалы и современное энергетическое оборудование более надежное и с большим ресурсом работы.

Энергоснабжающие организации постоянно проводят технические мероприятия по повышению надежности работы оборудования и уменьшению аварийности в направлениях: совершенствование схем электроснабжения (ЭС), сокращение протяженности линий распределительных сетей, строительство воздушных линий (ВЛ) для резервирования подстанций и т.п.

Основой системы ЭС являются электрические сети напряжением 0,4 - 110 кВ, от которых снабжаются электроэнергией преимущественно сельскохозяйственные потребители, включая коммунально-бытовые, объекты мелиорации и водного хозяйства, а также предприятия и организации, предназначенные для бытового и культурного обслуживания населения.

Рациональное проектирование районных понизительных подстанций (РПП) всех типов и категорий и, в частности, рациональное и экономичное построение главных электрических схем, выбор параметров оборудования и аппаратуры, а также оптимальная их расстановка представляет собой сложную и ответственную задачу.

В данной выпускной квалификационной работе (ВКР) рассматривается электроснабжение сельскохозяйственного района (часть Няндомского района Архангельской области), с проектированием РПП 110/35/10 кВ.



1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА

1.1 Краткая характеристика сельскохозяйственного района

Территория сельскохозяйственного района (Няндомского района) составляет 8100 км2, но в данной ВКР рассмотрен не весь район в целом, а отдельный его часть, в котором сосредоточена основная часть сельскохозяйственных предприятий, таких как птицефабрика, ферма, завод по производству древесно топливных гранул и т.п. Так как рассматриваемая часть района находится в 5 км. от районного центра, то на ее территории не предусмотрено расположение больниц, школ, детских садов и других общественных сооружений.

Няндомский район располагается на Коношско-Няндомской возвышенности высотой до 250 м., где обширные неглубоко врезанные речные долины спокойно чередуются с платообразными водоразделами.

Климат района разнообразный, хотя относительно и холодный. Частая смена воздушных масс вызывает резкие изменения и неустойчивость погоды. Отсутствие горных хребтов делает эту территорию легкодоступной для циклонов с Атлантики и потоков холодного арктического воздуха с северо-востока. Первые приносят осадки, пасмурную погоду, зимой - потепление, вторые вызывают сильное снижение температур, морозы. Годовая норма осадков колеблется от 400 до 540 мм при количестве дней с осадками около 200. Осадки выпадают в виде продолжительных снегопадов зимой (в зимний период на территории района образуется мощный снеговой покров толщиной до 70 - 80 см.) и длительных моросящих дождей осенью.



1.2 Характеристика РПП

Электроснабжение рассматриваемой части района осуществляется с помощью РПП-110/35/10 кВ. Данная РПП - проходная. Она является одной из ключевых подстанций Няндомского района, которая получает питание от энергосистемы по двум воздушным линиям 110 кВ. Часть полученной энергии без преобразования передается транзитом потребителям. Другая часть энергии после преобразования передается потребителям на напряжении 35 кВ и 10 кВ (см. чертеж "Главная электрическая схема РПП").

Основная часть потребителей РПП - это электроприемники I-ой категории, на которые приходится около 45% мощности, на остальные группы электроприемников II-ой и III-ей категорий приходится 40 и 15% соответственно.

1.3 Характеристика собственных нужд РПП

По режиму включения в работу электроприемники собственных нужд (СН) РПП разделяются на:

- постоянно подключенные к сети (оперативные цепи, цепи управления и релейной защиты, электродвигатели системы охлаждения трансформаторов, аппаратура связи и телемеханики);

- подключаемые периодически (зарядно-подзарядные устройства аккумуляторной батареи, освещение, электроотопление помещений, электроподогрев аппаратуры);

- подключаемые во время ремонтов (вентиляция и технологическая нагрузка оперативного пункта управления (ОПУ) и открытого распределительного устройства (ОРУ).



2. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК РАЙОНА

2.1 Характеристика электроприемников (потребителей) РПП

В отношении надежности электроснабжения электроприемники разделяются на следующие три категории: [1]

I-ой категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения. Из состава электроприемников первой категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийной остановки производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров.

II-ой категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

III-ей категории - все остальные электроприемники, не попадающие под определения первой и второй категории.

Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Для электроснабжения особой группы электроприемников первой категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания.

В качестве третьего независимого источника питания для особой группы электроприемников могут быть использованы местные электростанции, электростанции энергосистем, предназначенные для этих целей агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т. п.

Электроприемники второй категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания.

Для электроприемников второй категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Для электроприемников третьей категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены повреждённого элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.

2.2 Определение расчетной нагрузки населенного пункта

В качестве примера определим электрические нагрузки одного из населенных пунктов (см. чертеж "Генплан населенного пункта").

2.2.1 Определение расчетной нагрузки жилых домов

В качестве примера произведем расчет нагрузок жилых домов населенного пункта по ВЛ - 0,4 кВ - 1 на основании [2].

Определим расчетную нагрузку для одноэтажных одноквартирных домов. Расчетная электрическая нагрузка жилых домов (), приведенная к вводу жилого здания, определяется по формуле:

где: - удельная нагрузка электроприемников жилых домов, кВт/д; [2]

- количество квартир, присоединенных к линии ТП, шт.

Определим реактивную нагрузку:

, тогда: [2]

Определим полную нагрузку:

Определим расчетную нагрузку для одноэтажных двухквартирных домов. Расчетная электрическая нагрузка квартир (), приведенная к вводу жилого здания, определяется по формуле:

где: - удельная нагрузка электроприемников квартир, кВт/кв; [2]

- количество квартир, присоединенных к линии ТП, шт.

Всего домов - 3, по 2 квартиры.

Расчетная нагрузка жилого дома (квартир и силовых приемников) кВт, определяется по формуле:

где: - расчетная нагрузка силовых электроприемников, кВт.

Расчетная нагрузка силовых электроприемников , приведенная к вводу жилого дома, определятся по формуле:

где: - мощность лифтовых установок, кВт ();

Так как дом одноэтажный лифтовые установки не требуются.

- мощность санитарно технических устройств: электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и т.п., кВт ().

Так как , тогда:

Определим реактивную нагрузку:

; , тогда: [2]

Определим полную нагрузку по формуле :

Аналогично определяем расчетную нагрузку для двухэтажных 12-и квартирных домов (количество домов 8). Расчетная электрическая нагрузка квартир , приведенная к вводу жилого здания, определяется по формуле :

Расчетная нагрузка жилого дома (квартир и силовых приемников) , определяется по формуле :

Так как , тогда:

Определим реактивную нагрузку по формуле :

; , тогда: [2]

Определим полную нагрузку по формуле :

Аналогично производим расчет нагрузок жилых домов по ВЛ - 0,4 кВ - 2 и 3 и жилищно-коммунального хозяйства (ЖКХ) населенного пункта. При монтаже ВЛ - 0,4 кВ используем железобетонные опоры СВ - 95.

Результаты расчетов сводим в таблицу 1.

Таблица 1 - Расчетная нагрузка жилых зданий

Наименование ВЛ-0,4 кВ	Наименование электроприемника		кВт	кВт		, кВар	, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8
ВЛ-0,4 - 1	1 эт. жилой дом (частный)	24	1,4	33,6	0,29	9,7	35
	1 эт. жилой дом (2-ух квартирный)	6	3,2	19,2	0,29	5,6	20
	2 эт. жилой дом (12-и квартирный)	96	0,85	81,6	0,29	23,7	85
ВЛ-0,4 - 2	1 эт. жилой дом (частный)	12	2	24	0,29	6,96	25
	1 эт. жилой дом (2-ух квартирный)	18	1,65	29,7	0,29	8,6	30,9
	2 эт. жилой дом (12-и квартирный)	36	1,15	41,4	0,29	12	43,1
ВЛ-0,4 - 3	1 эт. жилой дом (частный)	24	1,4	33,6	0,29	9,7	35
	1 эт. жилой дом (2-ух квартирный)	12	2	24	0,29	6,96	25
	2 эт. жилой дом (12-и квартирный)	24	1,4	33,6	0,29	9,7	35
Жилищно-коммунальное хозяйство
ВЛ-0,4 - 1	Котельная	1	30	30	0,8	24	38,4
ВЛ-0,4 - 2	Водонасосная станция	1	5	5	0,8	4	6,4

2.2.2 Определение расчетной нагрузки уличного освещения

Определим нагрузку наружного освещения, считая, что улицы проходящие по населенному пункту, являются улицами местного значения, категории В1 по классификации. [3]

Классификация улично-дорожной сети В1

1) Категория объекта: улицы и дороги местного назначения.

2) Класс: В1.

3) Основное назначение объекта: транспортные и пешеходные связи в пределах жилых районов и выход на магистрали, кроме улиц с непрерывным движением. Движение регулируемое, пересечения в одном уровне.

4) Транспортная характеристика: легковой, специальный и грузовой транспорт, иногда общественный пассажирский.

5) Расчетная скорость км/ч: 60.

6) Число полос движения в обоих направлениях: 2 - 4.

7) Пропускная способность тыс.ед/ч: 1,5 - 3.

Принимаем, что освещение улиц выполняется с однорядным расположением светильников серии ДиУС - 80, потребляемая мощность которого - 90 Вт (аналог РКУ - 400). Светодиодный светильник серии ДиУС предназначен для прямой замены устаревших светильников РКУ, ЖКУ, ГКУ с лампами ДРЛ, ДНаТ, ДРИ соответственно.

Проверим, обеспечивают ли выбранные светильники, находящиеся в 30 м друг от друга, среднюю яркость дорожного покрытия [3], при интенсивности движения в обоих направлениях 1500 ед. в час и шириной улицы 10 м.

Определим площадь освещения светильника по формуле:

где: - высота подвеса светильника, м;

- расстояние между светильниками (опорами), м.

Определим необходимый световой поток:

где: - нормируемая яркость покрытия, кд/м2;

- коэффициент запаса ();

- коэффициент использования (). [3]

Светильник серии ДиУС - 80 имеет световой поток . При однорядном расположении светильников они осветят площадь:

Так как полученное значение больше фактической площади, светодиодные светильники серии ДиУС - 80 подходят для данной классификации улично-дорожной сети.

Определим количество и нагрузку светильников уличного освещения.

В качестве примера произведем расчет для ул. Мира.

Определим количество светильников по формуле:

где: - длина улицы, м;

- расстояние между светильниками (опорами), м.

Определим расчетную нагрузку уличного освещения по формуле:

где: - мощность светильника, кВт;

- количество светильников, шт.

Аналогично производим расчет для остальных улиц населенного пункта.

Результаты расчетов сводим в таблицу 2.

Таблица 2 - Расчет наружного освещения

Наименование улицы	Длина улицы, м	Расстояние между светильниками, м	Мощность светильника, кВт	Кол-во светильников, шт.	Нагрузка уличного освещения, , кВт
1	2	3	4	5	6
Ул. Мира	410	30	0,09	14	1,26
Ул. Первомайская	585	30	0,09	19	1,71
Ул. Лесная	280	30	0,09	9	0,81
Пер. Речной	370	30	0,09	12	1,08
Ул. Красноармейская	850	30	0,09	28	2,52
Ул. Заводская	340	30	0,09	11	0,99
Ул. Промартельная	490	30	0,09	16	1,44
Ул. Ясная	580	30	0,09	19	1,71
Ул. Лиственная	600	30	0,09	20	1,8



Определим полную расчетную нагрузку уличного освещения:

где: - общая нагрузка уличного освещения, кВт;

- коэффициент мощности ().

Определим полную расчетную мощность населенного пункта:

где: - полная расчетная нагрузка уличного освещения, ;

- полная расчетная нагрузка жилых домов, ;

- полная расчетная нагрузка ЖКХ населенного пункта, .

2.3 Определение расчетной нагрузки электроприемников РПП

Характеристики остальных электроприемников РПП по ВЛ - 10 кВ определяем аналогичным способом, как описано в пунктах 2.2.1, 2.2.2. При монтаже ВЛ- 10 кВ используем железобетонные опоры СВ-110.

Результаты расчетов сводим в таблицу 3



Таблица 3 - Характеристика электроприемников РПП

Наименование линий	Напряжение, кВ	Активная мощность, Р, МВт	Реактивная мощность Q, МВар	Полная мощность Sр, МВА	cosц	Кат. над.	L, км
1	2	3	4	5	6	7	8
"Коноша"	110	4,4	1,732	3,829	0,93	II	100
"Няндома"	110	4,5	1,942	4,401	0,92	II	15
"Верхняя Пуя"	35	2,200	0,750	1,624	0,95	II	45
"Макаровская"	35	2,313	0,760	1,905	0,95	II	30
"Л-1"	10	0,545	0,349	0,647	0,84	I	-
"Л-5"	10	0,508	0,329	0,605	0,84	I	-
"Л-2"	10	0,813	0,512	0,961	0,84	I	-
"Л-6"	10	0,864	0,525	1,011	0,85	I	-
"Л-4"	10	0,461	0,263	0,531	0,87	I	-
"Л-8"	10	0,488	0,281	0,563	0,87	I	-
"Л-3"	10	0,305	0,167	0,365	0,84	I	-
"Л-7"	10	0,289	0,160	0,330	0,87	II	-
"Восход" ("Поселок")	10	0,490	0,254	0,552	0,89	III	-
"Индустриаль-ный"	10	0,318	0,197	0,374	0,85	II	-
"АБЗ"	10	1,593	0,767	1,768	0,9	III	-

2.4 Определение расчетной мощности РПП

Расчетная мощность РПП определяется по формуле:

где: - мощность потребителей РПП (см. таблицу 3);

- коэффициент перспективы роста нагрузок (); [4]

- коэффициент одновременности (). [4]



3. ВЫБОР ЧИСЛА, МОЩНОСТИ И СХЕМ ТП, ИХ МЕСТ РАСПОЛОЖЕНИЯ

3.1 Выбор числа ТП населенного пункта

При нахождении количества ТП первоначально следует определить минимальное расчетное значение числа ТП по формуле:

где: - коэффициент загрузки ТП ();

- номинальная мощность ТП, кВА;

- полная расчетная мощность, кВА.

Определим оптимальное число ТП по формуле:

где: - добавка до ближайшего большего целого числа.

Определим количество ТП для населенного пункта:

Исходя из расчетов выбираем количество ТП - 630 кВА населенного пункта -

Выбор числа ТП населенного пункта представлен на чертеже "Генплан населенного пункта".

Выбор числа ТП сельскохозяйственного района определяется аналогичным способом и представлен на чертеже "Генплан сельскохозяйственного района".

3.2 Выбор мощности ТП

В связи с ростом удельных плотностей электрических нагрузок во всех отраслях промышленности на ТП применяются, как правило, трансформаторы мощностью 630, 1000, 1600 и 2500 кВА в зависимости от плотности электрических нагрузок. Наиболее часто применяются трансформаторы мощностью 1000 и 630 кВА. Трансформаторы мощностью менее 630 кВА применяются при относительно малой плотности нагрузок, в частности для административных и общественных зданий, клубов и т. п. [5]

Результаты выбора мощности ТП представлены в таблице 4.

3.3 Выбор схем ТП

Обычно на ТП выбирают один или два трансформатора. Число трансформаторов на ТП определяется требованием надежности электроснабжения. С таким подходом наилучшим является вариант с установкой двух трансформаторов, обеспечивающий бесперебойное электроснабжение потребителей любых категорий. Однако если установлены электроприемники только II и III категории, то более экономичными, обычно, являются однотрансформаторные подстанции. [5]

При этом однотрансформаторные ТП выбирают: [5]

? для питания электроприемников, допускающих питание только от одного нерезвированного источника (электроприемников III категории);

? для питания электроприемников любых категорий через замкнутые сети, подключённые к двум или нескольким ТП (или через незамкнутые сети, связанные между собой резервными линиями).

Два трансформатора устанавливают на ТП, питающих электроприемники I или II категории и не имеющих на вторичном напряжении связи с другими ТП.

Чтобы оба трансформатора могли надежно резервировать друг друга, их запитывают от независимых источников по независящим друг от друга линиям. Ввиду того, что взаимное резервирование трансформаторов должно быть равнозначным, их выбирают одинаковой мощности.

Двухтрансформаторные ТП рекомендуется применять в следующих случаях: [5]

? при преобладании потребителей I категории и наличии потребителей особой группы;

? для сосредоточенной цеховой нагрузки и отдельно стоящих объектов общезаводского назначения (компрессорные и насосные ТП);

? для цехов с высокой удельной плотностью нагрузок (выше 0,5-0,7 кВА/м2).

Не следует устанавливать на ТП было более двух трансформаторов, поскольку в этом случае возрастают капитальные затраты и усложняется электрическая схема. Также следует отметить, что во всех случаях необходимо стремится устанавливались трансформаторы одинаковой мощности.

На ТП - 10/0,4 устанавливаем трансформаторы типа ТСЗ (трансформатор сухой с защитным кожухом). Основное отличие сухого трансформатора от масляного заключается в отсутствии герметической масляной среды, в которую помещаются обмотки.

Преимущества ТСЗ - 10/0,4:

- высокий уровень безопасности с точки зрения противопожарного и экологического надзора;

- простота и надежность в эксплуатации и отсутствие дополнительных затрат на установку и обслуживание трансформатора;

- возможность размещения в непосредственной близости от центра электрических нагрузок;

- низкий уровень шума и вибраций.

Результаты выбора схем ТП представлены в таблице 4.

Таблица 4 - Характеристика ТП

Наименование линий 10 кВ	Наименование ТП	Мощность и количество трансформаторов ТП	Длина линии от ТП до РПП, L, км
1	2	3	4
ф. "Л-2", ф. "Л-6"	ТП Зона "А-1"	2х630	0,695
	ТП Зона "А-2"	2х630	0,915
	ТП Зона "А-3"	2х630	1,080
ф. "Л-1", ф. "Л-5"	ТП Зона "А-4"	2х250	1,375
	ТП Зона "А-5"	2х630	1,530
	ТП Зона "А-6"	2х630	1,775
	ТП Зона "Б-1"	2х630	0,660
	ТП Зона "Б-2"	2х630	0,785
	ТП Зона "Б-3"	2х630	1,060
	ТП Зона "Б-4"	2х630	1,265
	ТП Зона "Б-5"	2х250	1,365
ф. "Л-4", ф. "Л-8"	ТП Зона "В-1"	2х630	0,340
	ТП Зона "В-2"	2х630	0,575
	ТП Зона "В-3"	2х630	0,650
ф. "Л-3"	ТП Комплекс	2х400	1,245
	ТП Ферма	2х630	1,360
ф. "Л-7"	ТП Комплекс	2х400	1,245
	ТП Завод	1х250	2,060
	ТП Пилорама	1х250	2,000
	ТП Пилорама 2	1х250	2,965
ф. "АБЗ"	ТП ГНС	1х160	2,475
	ТП Щебзавод	1х630	2,955
	ТП База "РУС"	2х160	3,605
	ТП Мира	1х630	4,135
	ТП ТЛПХ	1х400	4,395
	ТП ТЛПХ 2	1х400	4,495
	ТП Химлесхоз	1х250	4,850
ф. "Индустриальный"	ТП Ферма	2х630	3,650
	ТП СХТ	1х160	3,960
	ТП МСУ	1х160	4,745
	ТП Речная	1х250	5,165
	ТП Горького	2х400	5,450
ф. Восход	-	-	2,960
ф. Поселок	ТП База ДРСУ	1х250	4,445
	ТП Горького	2х400	5,685
	ТП Тульский ЛПХ	1х250	5,920
	ТП Клубная	1х250	6,405
	ТП Тоншаевская	1х250	6,870
	ТП База "РУС"	2х160	7,270

3.4 Выбор мест расположения ТП

трансформаторный электроснабжение нагрузка мощность

Проектирование системы электроснабжения района предусматривает рациональное размещение на ее территории РПП и ТП.

Места расположения РПП и ТП определяются по картограмме электрических нагрузок, которая представляет собой размещенные на плане района окружности, площадь которых соответствует в выбранном масштабе расчетным нагрузкам. ТП 10/0,4 кВ должны размещаться с учетом следующих факторов: [6]

- близость подъездных дорог;

- обеспечение удобных подходов ВЛ и КЛ 10 - 0,4 кВ;

- на незатопляемых местах и на местах с уровнем грунтовых вод ниже заложения фундаментов.

При выборе размещения ТП также учитывается очередность строительства отдельных объектов и перспективный рост нагрузок. Для учета перспективного роста нагрузок при сооружении ТП необходимо предусматривать возможность установки в ней трансформатора большей мощности. Так, например, при установке трансформатора 400 кВА предусматриваются габариты камеры под трансформатор 630 кВА. [6]

В качестве примера определим место расположения ТП населенного пункта (см. пункт 3.4.1).

3.4.1 Определение центра электрических нагрузок

Определим центр электрических нагрузок по формулам:

где: - расчетная мощность i-ого потребителя, кВА;

- координаты по оси i-ого потребителя;

- координаты по оси i-ого потребителя.

Если источник питания (ТП) расположить в зоне рассчитанного центра нагрузок, то затраты на систему электроснабжения будут минимальными. [6]

В качестве примера определим условные центры электрических нагрузок (УЦН) для всех потребителей по ВЛ-0,4 - 1.

Результаты расчетов условного центра нагрузок представлен в приложении 1.

Аналогично определим условные центры нагрузок для всех потребителей по ВЛ-0,4 - 2 и 3:

- ВЛ-0,4 - 2:

- ВЛ-0,4 - 3:

При размещении отдельно стоящих ТП напряжением 10 (6) кВ при числе трансформаторов не более двух мощностью менее 1000 кВА расстояние от них до ближайших окон жилых домов и общественных зданий следует принимать с учетом допустимых уровней шума и вибрации, но не менее 10 м., а до зданий лечебно-профилактических учреждений - не менее 15 м. [6]

С учетом возможного расширения населенного пункта и смещением центра электрических нагрузок принимаем место расположения ТП - начало населенного пункта (см. чертеж "Генплан населенного пункта").

Аналогично определяем места расположения ТП сельскохозяйственного района (см. чертеж "План сельскохозяйственного района ").

3.4.2 Построение картограммы электрических нагрузок

Определим радиусы окружностей, символизирующие нагрузки электроприемников по формуле:

где: - расчетная мощность потребителя, кВА;

- масштаб построения (принимаем ).



4. ВЫБОР СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ РАЙОНА

Выбор схемы электроснабжения потребителей сельскохозяйственных районов производят в зависимости от требования надежности питания, обеспечения допустимого отклонения напряжения у приемников электроэнергии и перспективы развития электрических сетей. [5]

Схема должна быть простой, удобной в эксплуатации, ремонтопригодной, предусматривать применение комплектного электрооборудования и индустриальных способов монтажа. [5]

В сетях 10 кВ нашли широкое применение радиальные (блочные) и магистральные схемы питания ТП.

4.1 Радиальная схема электроснабжения района

При радиальном питании ТП от РПП - обычно применяется глухое присоединение трансформаторов на ТП по стороне высшего напряжения (рисунок 1). Коммутационный аппарат (обычно это разъединитель или выключатель нагрузки) нужно ставить: [5]

- если источник питания находится в ведении другой эксплуатирующей организации;

- если ТП значительно (3 - 5 км) удалена от питающего пункта;

- если ТП питается по воздушной линии;

- если отключающий аппарат необходим по условиям защиты, например для воздействия на выключатель нагрузки газовой защиты или защиты от однофазных затыканий на землю на стороне низшего напряжения трансформатора при отсутствии там автоматов.

Достоинствами радиальных схем являются:

- максимальная простота;

-аварийное отключение радиальной линии не отражается на электроснабжении остальных потребителей.

Недостатками радиальных схем являются:

-большой расход кабельной продукции, который обусловливает высокую стоимость системы.

-при одиночных радиальных линиях надежность электроснабжения невысока.

Рисунок 1 - Схема ТП 6-10 кВ при радиальном питании

4.2 Магистральная схема электроснабжения района

При магистральном питании трансформаторы ТП присоединяются при помощи ответвлений (отпаек) от проходящей линии. Когда питание ТП происходит от магистрали, то на вводе к трансформатору в большинстве случаев устанавливаются выключатели нагрузки или разъединители. Если же необходимо обеспечить селективное отключение трансформатора при его повреждении или ненормальном режиме работы или же защита на головном выключателе не чувствительна при повреждении трансформатора, то последовательно с выключателем нагрузки или разъединителем устанавливается предохранитель типа ПК (рисунок 2), который отключает поврежденный трансформатор без нарушения работы остальных. [5]

Достоинствами магистральных схем являются: [5]

- лучшая загрузка линий, так как к каждой линии подключена не одна, а группа ТП;

- меньший расход кабелей;

- на ЦП и РП нужно устанавливать меньшее количество выключателей.

- снижаются потери мощности в сетях.

Недостатками магистральных схем являются:

- затруднение при отыскании места повреждения магистрали;

- применение одиночных магистралей не решает проблемы обеспечения надежности электроснабжения.

Двойные магистрали с двухсторонним питанием могут обеспечить достаточную надежность электроснабжения всех категорий электроприемников. Это обусловило их широкое распространение в электроснабжении районов. [5]

Рисунок 2 - Схема ТП 6-10 кВ. при магистральном питании

Сопоставив перечисленные схемы электроснабжения, можно сделать вывод: наиболее надежной, менее затратной и отвечающей требованиям потребителей I, II и III категорий надежности являются широко распространенные магистральные схемы с двухсторонним питанием.

При питании приемников I категории должен применяться АВР.



5. ВЫБОР ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ

Проектирование каких-либо электрических сетей необходимо начать с расчета сечения проводника электрического тока, от этого параметра зависит очень многое, и в первую очередь - надежность и работоспособность сетей, потеря мощности в сети, вероятность перегрева проводов и их разрушения.

Главными критериями, которые учитываются во время подбора сечения, являются: величина токовой нагрузки, напряжение сети, мощность потребителя электроэнергии. [1]

5.1 Выбор линий электропередач населенного пункта (0,4 кВ)

Сечения проводников напряжением 0,4 кВ определяется исходя из значения расчетного тока:

где: - полная расчетная мощность потребителей линии (см. таблицу 1), кВА;

- номинальное напряжение линии, кВ;

- коэффициент мощности ().

В качестве примера определим сечение проводника ВЛ - 0,4 кВ - 1:

Исходя из расчетов выбираем провод марки СИПс-4 - 4-95 (провод самонесущий, изолированный с четырьмя алюминиевыми фазными токопроводящими жилами, с изоляцией из сшитого полиэтилена), допустимый ток которого 290 А.

Аналогично определяем сечения проводников ВЛ - 0,4 кВ - 2, 3 и уличного освещения:

Выбираем провод марки СИП-4 - 4-70.

Выбираем провод марки СИП-4 - 4-70.

Выбираем провод марки СИП-2А - 2-16.

5.2 Выбор линий электропередач района (110, 35 и 10 кВ)

Согласно ПУЭ сечения проводников напряжением 6 кВ и выше должны быть проверены по экономической плотности тока , которая выбирается в зависимости от материала провода и времени использования максимальной нагрузки  [1]. Экономически целесообразное сечение проводника определяется по формуле:

где - экономическая плотность тока, А/мм2 ; [1]

- расчетный длительный ток, А.

Расчетный длительный ток определяется по формуле:

где: - полная расчетная мощность потребителей линии (см. таблицу 3), кВА;

- номинальное напряжение линии, кВ.

Для воздушных линий 10 кВ выбираем провода марки СИП-3. Провод представляют собой жилу из алюминиевого сплава, защищенную экструдированной полимерной защитной изоляцией. Максимальное сечение провода 240 мм2. Для воздушных линий 35-110 кВ выбираем сталеалюминевые провода марки АС.

Экономическую плотность тока выбираем из расчета, что число использования максимума нагрузки превышает 5000 в год для алюминиевых проводников, тогда

В качестве примера рассчитаем сечение проводников самой нагруженной ВЛ 10 кВ - "АБЗ".

Согласно ПУЭ сечение, полученное в результате расчета, округляется до ближайшего стандартного значения. Выбираем сечение

Результаты расчетов остальных проводников представлены в таблице 6.

Таблица 6 - Расчет воздушных линий 110, 35 и 10 кВ

Наименование линий	Напряжение, кВ	Iр, А	Марка ВЛ	Iдоп. ВЛ, А
1	2	3	4	5
"Коноша"	110	22,1	АС - 70	265
"Няндома"	110	25,4	АС - 70	265
"Верхняя Пуя"	35	26,8	АС - 50	210
"Макаровская"	35	31,5	АС - 50	210
"Л-1"	10	37,4	СИП-3 - 35	200
"Л-5"	10	35	СИП-3 - 35	200
"Л-2"	10	55,5	СИП-3 - 50	245
"Л-6"	10	58,4	СИП-3 - 50	245
"Л-4"	10	30,7	СИП-3 - 35	200
"Л-8"	10	32,5	СИП-3 - 35	200
"Л-3"	10	21,1	СИП-3 - 35	200
"Л-7"	10	19,1	СИП-3 - 35	200
"Восход" ("Поселок")	10	31,9	СИП-3 - 95	370
"Индустриальный"	10	21,6	СИП-3 - 35	200
"АБЗ"	10	102,2	СИП-3 - 95	370



6. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ РПП И ТСН

6.1 Выбор силовых трансформаторов

Выбор силовых трансформаторов заключается в определении их числа, типа и мощности. От РПП питаются потребители всех категорий, поэтому требуется установка не менее двух силовых трансформаторов.

Мощность трансформаторов РПП должна соответствовать условию: [7]

где:- полная расчетная мощность РПП, ;

- количество трансформаторов, шт.

Исходя из расчетов выбираем два трансформатора типа ТДТН -10000/110/35/10. Краткая характеристика трансформаторов представлена в таблице 7. [8]

Таблица 7 - Техническая характеристика трансформаторов

Характеристика параметра	1Т	2Т
1	2	3
Номинальная мощность,	10000	10000
Номинальное напряжение,	115	115
	38,5	38,5
	11	11
Номинальный ток,	50,2	50,2
	150	150
	525	525
Напряжение КЗ,
Потери КЗ,
Ток ХХ,	2,1	2,1
Потери ХХ,	19	19
Полный вес, т	52,3	52,3
Вес масла, т	16,8	16,8

Определим коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:

где: - мощность трансформаторов, .

Определим коэффициент загрузки трансформаторов в аварийном режиме:

В аварийном режиме, оставшийся в работе один трансформатор, обеспечивает бесперебойное питание всех потребителей РПП.



6.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

Мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН) выбирается по общей электрической нагрузке потребителей собственных нужд подстанции с учетом коэффициента спроса .

Для определения общей мощности потребителей собственных нужд подстанции составляется таблица электрических нагрузок собственных нужд подстанции (таблица 8). Нагрузку определяют по данным в [9].

Таблица 8 - Электрические нагрузки собственных нужд РПП

№	Наименование потребителя	Количество потребителей, шт.		Установленная мощность потребителей, кВт	Потребляемая мощность
				единицы	всего
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Управление РПН	2	380	1,1	2,2	0,22	0,22
2	Охлаждение тр-ов	2	380	1	2	1,6	1,2
3	Подогрев полюсов выключателей 110 кВ	3	380	3,6	10,8	8,64	6,48
4	Подогрев приводов выключателей 110 кВ	3	380	0,8	2,4	1,92	1,44
5	Завод пружин привода выключателей 110 кВ	3	380	1,1	3,3	2,64	1,98
6	Подогрев выключателей 35 кВ	5	380	2,4	12	9,6	7,2
7	Подогрев приводов выключателей 35 кВ	5	380	0,8	4	3,2	2,4
8	Освещение ОРУ 110-35 кВ	6	220	0,045	0,27	0,216	0,162
9	Освещение КРУН-10 кВ	19	220	0,008	0,152	0,122	0,091
10	Вентиляция КРУН-10 кВ	1	220	0,088	0,088	0,07	0,053
11	Обогрев КРУН-10 кВ	9	220	1,5	13,5	10,8	8,1
12	Подогрев счетчиков КРУН-10 кВ	18	220	0,1	1,8	1,44	1,08
13	РЗА и УЗП	2	220	1	2	1,6	0
14	Отопление и освещение ОПУ	20 (от.); 20 (осв.)	220	1 (от.); 0,036 (осв.)	20,72	16,6	12,85
15	Отопление и освещение дежурного помещения	22 (от.); 23 (осв.)	220	1 (от.); 0,036 (осв.)	22,83	18,3	13,7
16	Связь и телемеханика	1	220	0,5	0,5	0,4	0
17	Охранно-пожарная сигнализация	1	220	0,66	0,66	0,53	0,4
	ИТОГО:					76,1	55,9

Определим полную мощность собственных нужд РПП:

где: - коэффициент спроса ().

Мощность трансформаторов собственных нужд определяется по (6.1.1).

Исходя из расчетов выбираем два трансформатора собственных нужд типа ТСЗ - 160/10/0,4. Краткая характеристика трансформаторов представлена в таблице 9. [8]



Таблица 9 - Техническая характеристика ТСН

Характеристика параметра	3Т	4Т
1	2	3
Номинальная мощность,	160	160
Напряжение КЗ,	5,5	5,5
Потери КЗ,	2,7	2,7
Ток ХХ,	4	4
Потери ХХ,	0,7	0,7
Полный вес, т	1,4	1,4



7. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) проводится для выбора и проверки уставок релейной защиты и автоматики (РЗА) и проверки параметров оборудования.

Расчет токов КЗ проводим в относительных единицах для двух режимов: максимального и минимального:

- за минимальный режим принимаем - питание РПП осуществляется от менее мощного источника;

- за максимальный режим принимаем - питание РПП осуществляется от более мощного источника.

Если питание РПП осуществляется только от одного источника, то максимальный и минимальный режимы совпадают.

7.1 Составление расчетной схемы электрической сети

Необходимо определить действующие значения токов короткого замыкания во всех местах установки защит (местах контроля тока защитами) в максимальном и минимальном режимах работы электрической сети при повреждении в расчетных точках. За расчетные точки принимаются шины подстанции, места присоединений трансформаторов 1Т, 2Т, 3Т, 4Т к магистральным линиям и зажимы обмоток 0,4 кВ трансформаторов 3Т, 4Т.

Расчетная схема электрической сети представлена на рисунке 3.



Рисунок 3 - Расчетная схема электрической сети

7.2 Расчет параметров схемы замещения электрической сети

Зададимся базовыми величинами: .



7.2.1 Расчет параметров энергосистемы

Внутреннее сопротивление эквивалентного источника питания (энергосистемы) приведённое к стороне 110 кВ будет равно:

где: - ток КЗ в максимальном режиме (взят из документаций ПО ПЭС филиала "Архэнерго"), кА:

- ПС 110 кВ "Коноша": ;

- ПС 110 кВ "Няндома": .

7.2.2 Расчет сопротивления линий электропередач

Параметры всех элементов схемы замещения приводим к стороне высшего напряжения (ВН). Активное сопротивление линии W1 - 110 кВ (сечение провода АС-120) будет равно:

где: - удельное активное сопротивление линии, Ом/км; [8]

- длина линии, км;

- базисное напряжение линии, кВ.

Индуктивное сопротивление линии W1:

где: - удельное индуктивное сопротивление линии, Ом/км; [8]

Аналогичным способом определяем сопротивления линии W2.

Активное сопротивление линии W2 - 110 кВ (сечение провода АС-120):

Индуктивное сопротивление линии W2:

7.2.3 Расчет сопротивления трансформаторов

Определим базисный ток ступени КЗ по формуле:

Параметры трансформаторов 1Т, 2Т равны и представлены в таблице 7.

В качестве примера определим индуктивные сопротивления трехобмоточного трансформатора 1Т: [10]

где: - напряжение КЗ, %;

- номинальная мощность трансформатора, МВ·А.

Определим сопротивления ТСН (3Т, 4Т), приведенные к стороне ВН.

В качестве примера определим сопротивления трансформатора собственных нужд 3Т: [10]

где: - потери КЗ трансформатора, кВт;

- номинальная мощность трансформатора, кВА.

где: - напряжение КЗ трансформатора, %.

Схема замещения электрической сети представлена на рисунке 4.

Рисунок 4 - Схема замещения электрической сети

7.3 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов КЗ определяют для напряжения той ступени, к которой приводят сопротивления схемы.

7.3.1 Минимальный режим работы

В качестве примера определим токи КЗ для точек, относящихся к первой энергосистеме (К1-К7).

Преобразуем схему замещения относительно точки К1:

Преобразуем схему замещения относительно точки К3:

Преобразуем схему замещения относительно точки К5:

Преобразуем схему замещения относительно точки К7:

Трехфазный ток КЗ определяется по формуле:

где: - полное суммарное эквивалентное сопротивление от источника питания до расчетной точки КЗ, Ом;

- э.д.с источника в относительных единицах ().

Трехфазный ток КЗ точке К1равен:

Установившееся значение тока при двухфазном КЗ определяется по значению тока трехфазного КЗ:

Двухфазный ток КЗ точке К1равен:

Мгновенное амплитудное значение ударного тока КЗ определяется по формуле:

где: - ударный коэффициент (для энергосистемы ). [11]

Значение ударного тока КЗ в точке К1равно:

Аналогично определяем токи КЗ для остальных точек.

Токи КЗ для точки К3:

Токи КЗ для точки К5:

Токи КЗ для точки К7:

7.3.2 Максимальный режим

Аналогично определяем токи КЗ при максимальном режиме работы в точках, относящихся ко второй энергосистеме (К2-К8). Результаты расчетов представлены в таблице 12.

Таблица 12 - Расчет токов короткого замыкания

Номер точки КЗ	Минимальный режим	Номер точки КЗ	Максимальный режим
	, кА	, кА			, кА	, кА
1	2	3	4	5	6	7	8
К1	1,29	1,11	2,92	К2	3,16	2,73	7,18
К3	1,26	1,09	2,86	К4	1,56	1,35	3,54
К5	2,57	2,22	5,83	К6	2,9	2,51	6,57
К7	62,3	53,9	141,2	К8	69,2	59,8	156,9



8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ

8.1 Выбор высоковольтных выключателей

При выборе выключателя его номинальные параметры сравниваются с параметрами сети в месте его установки. Выключатель выбирается по наиболее тяжелому режиму работы, который возможен в эксплуатации.

Высоковольтный выключатель выбирается по следующим условиям: [12]

- номинальное напряжение выключателя должно быть равно или больше номинального напряжения защищаемой сети:

- по номинальному току:

где: - номинальный ток отключения выключателя, А;

- расчетный ток выключателя в цепи трансформатора, А.

Расчетный ток выключателя в цепи трансформатора определяется по формуле: [1]

где: - номинальная мощность трансформатора, кВА;

1,4 - коэффициент перегрузки трансформатора при работе в аварийном режиме;

- номинальное напряжение сети, кВ.

В качестве примера определим расчетный ток выключателя на стороне 110 кВ:

Аналогично определяем расчетный ток выключателей на сторонах 35 и 10 кВ.

- по отключающей способности:

- номинальный ток электродинамической стойкости выключателя должен превышать максимально возможное значение ударного тока КЗ, которое может быть в установке. Обычно сравнивают мгновенные значения пика тока:

- термическая стойкость проверяется из условия протекания через выключатель тока КЗ в течение максимального времени, обусловленного срабатыванием защиты:

где: - среднеквадратичное значение тока за время его протекания, кА;

- длительность протекания тока, с;

- тепловой импульс тока, кА2·с.

где: - время срабатывания защиты, с.

На стороне 110 кВ принимаем к установке элегазовые выключатели типа ВЭБ - 110 кВ (В - выключатель; Э - элегазовый; Б - баковый). Элегазовый выключатель снабжен пружинным приводом типа ППрК - 2000, встроенными трансформаторами тока, а также устройствами подогрева полюсов, которые при понижении температуры окружающего воздуха до -250 С автоматически включаются и отключаются при температуре -200 С . Контроль утечки элегаза из полюсов выключателя осуществляется при помощи электроконтактных сигнализаторов плотности. Полюсы выключателя ВЭБ - 110 кВ снабжены аварийной разрывной мембраной. Производитель: ЗАО Энергомаш (г. Екатеринбург) - Уралэлектротяжмаш. [5]

На стороне 35 кВ принимаем к установке вакуумные выключатели типа ВВС - 35 кВ (В - выключатель; В - вакуумный; С - на базе выключателя С-35). Вакуумный выключатель предназначен для коммутации электрических цепей в нормальных и аварийных режимах работы в сетях трехфазного переменного тока частоты 50 (60) Гц для открытых и закрытых распределительных устройств. Выключатель комплектуется встроенными трансформаторами тока ТВ - 35 (ввода могут быть как фарфоровыми так и полимерными) и управляется электромагнитным приводом ПЭМУ-500. Производитель: ПАО "Ковровский электромеханический завод (КЭМЗ)". [5]

На стороне 10 кВ принимаем к установке вакуумные выключатели с электромагнитным приводом типа ВВЭ-М - 10 кВ (В - выключатель; В - вакуумный; Э - с электромагнитным приводом; М - модернизированный). Выключатели предназначены для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в промышленных и сетевых установках, в сетях трехфазного переменного тока с изолированной или заземленной через дугагасительный реактор нейтралью частоты 50 и 60 Гц, на номинальное напряжение до 12 кВ. Выключатели ВВЭ-М - 10 кВ устанавливаются в ячейки типа К-104М, КМ-1Ф, К-49, К-59, К-63, К-204, КМ1, КВ1 и изготавливаются в стационарном (ВВЭ-СМ - 10 кВ) и в выкатном (ВВЭ-М - 10 кВ) исполнениях. Производитель: ПАО "Электрокомплекс (ЭЛКО)". [5]

Выбор высоковольтных выключателей 110, 35 и 10 кВ представлен в таблице 13. [5]

Таблица 13 - Выбор выключателей

Наимен. оборуд.	Расчетные данные	Технические данные
	кВ			кА	кА2·с	Тип выкл.	кВ	кА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
110 кВ
В цепи 1Т	110	73,57	3,16	7,18	4,99	ВЭБ-110	110	2500	40	102	4800
В цепи 2Т	110	73,57	3,16	7,18	4,99	ВЭБ-110	110	2500	40	102	4800
Секц. выкл.	110	-	3,16	7,18	4,99	ВЭБ-110	110	2500	40	102	4800
35 кВ
В цепи 1Т	35	231	1,56	3,54	2,43	ВВС-35	35	1600	20	52	1200
В цепи 2Т	35	231	1,56	3,54	2,43	ВВС-35	35	1600	20	52	1200
Секц. выкл.	35	-	1,56	3,54	2,43	ВВС-35	35	1600	20	52	1200
ВЛ-35 Макоров	35	38,4	1,56	3,54	2,43	ВВС-35	35	1600	20	52	1200
ВЛ-35 В. Пуя	35	40,2	1,56	3,54	2,43	ВВС-35	35	1600	20	52	1200
10 кВ
В цепи 1Т	10	809	2,9	6,57	12,6	ВВЭ-М-10	10	1600	20	81	2977
В цепи 2Т	10	809	2,9	6,57	12,6	ВВЭ-М-10	10	1600	20	81	2977
В цепи 3Т	10	3,12	2,9	6,57	12,6	ВВЭ-М-10	10	630	20	51	1200
В цепи 4Т	10	3,12	2,9	6,57	12,6	ВВЭ-М-10	10	630	20	51	1200
Секц. выкл.	10	-	2,9	6,57	12,6	ВВЭ-М-10	10	1600	20	81	2977
ВЛ-10 Л-1	10	37,4	2,9	6,57	12,6	ВВЭ-М-10	10	630	20	51	1200
ВЛ-10 Л-5	10	35	2,9	6,57	12,6	ВВЭ-М-10	10	630	20	51	1200
ВЛ-10 Л-2	10	55,5	2,9	6,57	12,6	ВВЭ-М-10	10	630	20	51	1200
ВЛ-10 Л-6	10	58,4	2,9	6,57	12,6	ВВЭ-М-10	10	630	20	51	1200
ВЛ-10 Л-4	10	30,7	2,9	6,57	12,6	ВВЭ-М-10	10	630	20	51	1200
ВЛ-10 Л-8	10	32,5	2,9	6,57	12,6	ВВЭ-М-10	10	630	20	51	1200
ВЛ-10 Л-3	10	21,1	2,9	6,57	12,6	ВВЭ-М-10	10	630	20	51	1200
ВЛ-10 Л-7	10	19,1	2,9	6,57	12,6	ВВЭ-М-10	10	630	20	51	1200
ВЛ-10 Восход	10	31,9	2,9	6,57	12,6	ВВЭ-М-10	10	630	20	51	1200
ВЛ-10 Индустр.	10	21,6	2,9	6,57	12,6	ВВЭ-М-10	10	630	20	51	1200
ВЛ-10 АБЗ	10	102,2	2,9	6,57	12,6	ВВЭ-М-10	10	630	20	51	1200

8.2 Выбор трансформаторов тока

Трансформатор тока (ТТ) предназначен для преобразования тока до значения удобного для измерения, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Для питания измерительных приборов и устройств релейной защиты и автоматики целесообразно использовать трансформаторы тока с несколькими сердечниками. Класс точности измерительного трансформатора тока выбирается в зависимости от его назначения. Если к трансформатору тока подключаются расчетные счетчики электроэнергии, то класс точности его работы должен быть 0,5. Если же к трансформатору тока подключаются только измерительные приборы, то достаточен класс точности -1.

Трансформаторы тока выбираются по следующим условиям: [12]

- номинальное напряжение ТТ должно быть выше номинального напряжения сети:

- номинальный первичный ток ТТ должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей:

- по электродинамической стойкости:

где - ток пропускной способности ТТ, кА.

- по термической стойкости:

Тепловой импульс тока () определяем по (8.1.5).

- по классу точности и вторичной нагрузке:

где - расчетная вторичная нагрузка ТТ, Ом;

- номинальная допустимая нагрузка ТТ для выбранного класса точности, Ом.

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому принимается: Согласно [13] вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов (), соединительных проводов () и переходного сопротивления контактов ():

Сопротивление приборов определяется по формуле:

где: - мощность, потребляемая приборами, В•А;

- номинальный ток вторичной обмотки ТТ, А.

В качестве примера произведем расчет для трансформатора тока типа ТВ-110 кВ (1Т).

Для подсчета мощности потребляемой приборами нужно составить таблицу, в которую необходимо внести все приборы, подключенные к вторичной обмотке трансформатора тока. Расчет сопротивления приборов ведется для наиболее нагруженной фазы.

Перечень необходимых измерительных приборов принимается согласно [9]. Результаты расчета вторичной нагрузки трансформатора тока представлены в таблице 14.

Таблица 14 - Вторичная нагрузка ТТ

Наименование прибора	Тип прибора	Потребляемая мощность
		Фаза "А"	Фаза "B"	Фаза "C"
1	2	3	4	5
Амперметр	Измеритель мощности PR-300	0,5	0,5	0,5
Вольтметр		-	-	-
Ваттметр		0,5	-	0,5
Счетчик активной эн.	Меркурий-230	2,5	-	2,5
Счетчик реактивной эн.		2,5	-	2,5
ИТОГО:	6	0,5	6

Сопротивление контактов принимается равным 0,05 Ом при количестве приборов три и менее и 0,1 Ом при количестве приборов более трех. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения.

Наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С.

Сопротивление приборов будет равно:

Для того чтобы ТТ работал в выбранном классе точности, необходимо выполнить условие:

откуда:

Допустимое сопротивление проводов будет равно:

Зная сопротивление проводов () определяем их сечение:

где: - удельное сопротивление материала провода, Ом/м;

- расчетная длина соединительных проводов, которая зависит от схемы соединения ТТ, м.

Во вторичных цепях основного и вспомогательного оборудования мощных электростанций с агрегатами 100 МВт и более, а также на подстанциях с высшим напряжением 110 кВ и выше применяются медные провода (). В остальных случаях во вторичных сетях применяются провода с алюминиевыми жилами ().

Принимаем длину соединительных проводов м, тогда:

Выбираем ближайший по сечению медный кабель марки ВВГнг сечением 1,5

Определяем вторичную нагрузку по (8.2.6):

Аналогично выбираются остальные ТТ.

На стороне 110 и 35 кВ принимаем к установке ТТ типа ТВ-110 и ТВ-35 соответственно (Т - трансформатор тока; В - встроенный).

Производитель: ПАО ВО Электроаппарат (г. Санкт-Петербург).

Производитель: ПАО "Свердловский завод трансформаторов тока" (г. Екатеринбург).

Выбор трансформаторов тока представлен в таблице 15. [8]

Таблица 15 - Выбор трансформаторов тока

Наимен. оборуд.	Расчетные данные	Технические данные
	кВ		кА	кА2·с	Тип ТТ	кВ	А
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
110 кВ
В цепи 1Т	110	73,57	7,18	4,99	ТВ-110	110	200	102	4800
В цепи 2Т	110	73,57	7,18	4,99	ТВ-110	110	200	102	4800
Секц. выкл.	110	-	7,18	4,99	ТВ-110	110	200	102	4800
ВЭБ-110 1Т	110	73,57	7,18	4,99	ТВ-110	110	200	102	4800
ВЭБ-110 2Т	110	73,57	7,18	4,99	ТВ-110	110	200	102	4800
35 кВ
В цепи 1Т	35	231	3,54	2,43	ТВ-35	35	300	-	1875
В цепи 2Т	35	231	3,54	2,43	ТВ-35	35	300	-	1875
Секц. выкл.	35	-	3,54	2,43	ТВ-35	35	300	-	1875
ВВС-35 1Т	35	231	3,54	2,43	ТВ-35	35	300	-	1875
ВВС-35 2Т	35	231	3,54	2,43	ТВ-35	35	300	-	1875
ВВС-35 В. Пуя	35	38,4	3,54	2,43	ТВ-35	35	75	40	768
ВВС-35 Макар.	35	40,2	3,54	2,43	ТВ-35	35	75	40	768
10 кВ
В цепи 1Т	10	809	6,57	12,6	ТОЛ-10	10	1000	-	2352
В цепи 2Т	10	809	6,57	12,6	ТОЛ-10	10	1000	-	2352
В цепи 3Т	10	3,12	6,57	12,6	ТОЛ-10	10	50	17,5	72
В цепи 4Т	10	3,12	6,57	12,6	ТОЛ-10	10	50	17,5	72
ВВЭ-10 1Т	10	809	6,57	12,6	ТОЛ-10	10	1000	-	2352
ВВЭ-10 2Т	10	809	6,57	12,6	ТОЛ-10	10	1000	-	2352
Секц. выкл.	10	-	6,57	12,6	ТОЛ-10	10	1000	-	2352
ВЛ-10 Л-1	10	37,4	6,57	12,6	ТОЛ-10	10	50	17,5	72
ВЛ-10 Л-5	10	35	6,57	12,6	ТОЛ-10	10	50	17,5	72
ВЛ-10 Л-2	10	55,5	6,57	12,6	ТОЛ-10	10	100	52	282
ВЛ-10 Л-6	10	58,4	6,57	12,6	ТОЛ-10	10	100	52	282
ВЛ-10 Л-4	10	30,7	6,57	12,6	ТОЛ-10	10	50	17,5	72
ВЛ-10 Л-8	10	32,5	6,57	12,6	ТОЛ-10	10	50	17,5	72
ВЛ-10 Л-3	10	21,1	6,57	12,6	ТОЛ-10	10	50	17,5	72
ВЛ-10 Л-7	10	19,1	6,57	12,6	ТОЛ-10	10	50	17,5	72
ВЛ-10 Восход	10	31,9	6,57	12,6	ТОЛ-10	10	50	17,5	72
ВЛ-10 Индустр.	10	21,6	6,57	12,6	ТОЛ-10	10	50	17,5	72
ВЛ-10 АБЗ	10	102,2	6,57	12,6	ТОЛ-10	10	150	52	469

8.3 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения (ТН) предназначен для преобразования высокого напряжения до величины, необходимой для питания измерительных приборов, цепей автоматики, сигнализации и устройств защиты, а также для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям: [12]

- по напряжению установки:

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке:

где: - номинальная мощность ТН в выбранном классе точности, ВА;

- суммарная вторичная нагрузка измерительных приборов, присоединенных к ТН, ВА.

Если схема соединения обмоток ТН соответствует схеме соединения параллельных катушек измерительных приборов, то нагрузку на каждую фазу можно определить, суммируя нагрузку всех параллельных катушек приборов. Мощность, потребляемая одной параллельной цепью измерительного прибора, определяется для наиболее нагруженной фазы:

где: - активная и реактивная нагрузки, определяемые в зависимости от схемы соединения вторичных обмоток ТН и схемы включения приборов.

Если схемы соединения обмоток ТН и катушек напряжения приборов различны, то нагрузку на каждую фазу точно определить нельзя. В этом случае подсчитывают полную трехфазную нагрузку от всех измерительных приборов и сравнивают ее с трехфазной номинальной мощностью одного трансформатора или группы трех однофазных трансформаторов в данном классе точности. При выполнении практических расчетов нагрузку можно определять арифметическим суммированием без учета схем включения приборов и коэффициентов мощности отдельных нагрузок (за исключением случая, когда ):