Реконструкция и модернизация подстанции "Ильинск"

2

Содержание

Введение

1. Общие данные

1.1 Исходные данные

1.2 Организация эксплуатации

1.3 Существующее состояние ПС до расширения

1.4 Главная схема электрических соединений

1.5 Расчетные климатические и геологические условия

2. Расчет мощности и выбор главных понижающих трансформаторов

2.1 Определение максимальных нагрузок

2.2 Определение расчетной мощности подстанции

2.3 Собственные нужды подстанции

2.4 Построение годового графика нагрузок подстанции

2.5 Расчет средней нагрузки и коэффициента заполнения графика

2.6 Выбор силовых трансформаторов

2.7 Технико-экономический расчёт трансформаторов

3. Компоновка распределительного устройства 110 кВ

3.1 Общие положения

3.2 Расчет геометрических параметров ячейки и всего ОРУ-110 кВ

4. Выбор типа распределительного устройства и изоляции по условиям загрязнения атмосферы

5. Расчет токов короткого замыкания

5.1 Составление расчетной схемы замещения

5.2 Определение параметров схемы замещения

5.3 Расчет токов короткого замыкания

6. Выбор коммутационной, защитной аппаратуры и сборных шин

6.1 Выбор выключателей, разъединителей отделителей и короткозамыкателей

6.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения

6.3 Выбор оборудования установленного в нейтрали трансформаторов

6.4 Выбор шин

7. Расчет устройств заземления и молниезащиты

8. Расчет релейной защиты и автоматики

8.1 Расчет защиты силовых трансформаторов

8.2 Расчет устройств автоматики установленных на подстанции

9. Обоснование измерительной аппаратуры

10. Эффективность использования ОПН для защиты от коммутационных и атмосферных перенапряжений

10.1 Основные сведения

10.2. Конструкция и принцип действия

10.3 Основные термины и определения

10.4 Техническое обслуживание ограничителей перенапряжения

11. Оценка инвестиционного проекта

11.1 Организация строительства второй очереди

11.2 Сметно-финансовый расчет

11.3 Перерасчет сметной стоимости (в ценах 2001 года).

11.4 Определение капитальных затрат на реконструкцию подстанции

11.5 Расчет экономического эффекта от реконструкции подстанции

11.6 Расчет численности и состава бригад электромонтажников

11.7 Определение продолжительности работ по реконструкции подстанции

11.8 Разработка ленточного графика выполнения строительно-монтажных работ

12. Вопросы безопасности и экологичности проекта

12.1. Введение

12.2 Проектирование рабочего места диспетчера.

12.3 Расчет освещения

12.4 Анализ устойчивости объекта при возможны ЧС

Приложения

Список использованных источников

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время в связи с переходом сельского хозяйства на промышленную основу, строительством крупных животноводческих комплексов, ростом электропотребления на производстве и в быту единичные мощности электропотребителей растут. Но структура организации сельскохозяйственного производства, малая плотность населения сельских районов определяют малую плотность электрических нагрузок и значительную протяженность электрических сетей.

Основой системы ЭС являются электрические сети напряжением 0.38- 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 сельского населения.

Воздушные линии (ВЛ) 35-110 кВ выполняются на железобетонных или деревянных опорах. Применение деревянных опор рекомендуется для ВЛ в лесных районах страны и в районах с повышенными гололедными и ветровыми нагрузками. На ВЛ-110 кВ применяют провода марки АС (сечением 70-240 мм²), на ВЛ-35 кВ - марок АС, АНС (сечение 50-150 мм² сечение проводов выбирается по экономическим интервалам нагрузки.

Трансформаторные подстанции (ТП) 35-110 кВ, применяемые для ЭС сельскохозяйственных районов, имеют один или два трансформатора напряжением 35/10 кВ, мощностью 630-6300 кВА; 110/10 кВ - 2500-10000 кВА; 110/35/10 кВ - 6300-80000 кВА. Место размещение подстанции выбирается вблизи центра электрических нагрузок, автомобильных дорог и железнодорожных станций. Подстанция (ПС) должна располагаться, как правило, на непригодных для сельскохозяйственного использования земель; на незаселенной или занятой кустарниками территории; по возможности вне зон интенсивных природных и промышленных загрязнений. Важным требованием при размещении ПС является обеспечение удобных заходов ВЛ.

Рациональное проектирование сетевых ПС 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 проектах должны быть максимально использованы типовые и повторно используемые экономичные проекты, типовые конструкции высокой заводской готовности из эффективных и высокопрочных материалов, укрупненные монтажные элементы.

1. ОБЩИЕ ДАННЫЕ

1.1 Исходные данные

Рабочий проект расширения подстанции 110/35/10 кВ разработан на основании задания на проектирование, выданного Котласскими электрическими сетями “Архэнерго”.

Расширение ПС предусмотрено Схемой развития электрических сетей 35 кВ и выше сельскохозяйственного назначения Архангельской области на 2000-2005 гг.

Подстанция предназначается для электроснабжения сельскохозяйственных потребителей, расположенных в зоне действия сетей 35 и 10 кВ, а также торфобрикетного завода по ВЛ-35 “Самино-1”.

Предполагаемый срок ввода в эксплуатацию ПС 2001 год. За расчетный год принят 2005 г.. В состав стройки входит:

- установка второго трансформатора 110/35/10 кВ, второй секции РУ 35 кВ и РУ 10 кВ.

- замена масляных выключателей 10 кВ на вакуумные серии ВВ/TEL.

ОПУ тип IV.

1.2 Организация эксплуатации

Существующая подстанция 110/35/10 кВ “Ильинск” находится на балансе Котласских электрических сетей “Архэнерго”. Оперативное и ремонтно-эксплуатационное обслуживание ПС существующее.

1.3 Существующее состояние подстанции до расширения

Подстанция построена по проекту ЛО Сельэнергопроекта в обьеме первой очереди. Тип подстанции - КТПБ 110/35/10 кВ Куйбышевского завода “Электрощит”. На подстанции установлен один трансформатор напряжением 110/35/10 кВ, мощностью 10000 кВА.

Схема ОРУ 110 кВ - (110-3).

РУ 10 кВ и 35 кВ выполнено односекционными.

Баланс мощности на шинах 10-35 кВ приведен в таблице 1.1

Таблица 1.1 Баланс мощности на шинах подстанции

Наименование	Расчетный уровень, МВА
Шины 10 кВ	2.25
Шины 35 кВ 1.Сельское хозяйство 2.Леспромхоз 3.Торфобрикетный завод	5.21 2 4
Итого на 35 кВ	11.21
Итого по подстанции	13.76

1.4 Главная схема электрических соединений, конструктивная часть и другие вопросы

Данным проектом предусматривается расширение с реконструкцией ПС 110/35/10 кВ “Ильинск”.

Расширение с реконструкцией ПС выполняется в связи с увеличением нагрузок существующих потребителей, подключением новых и переводом ПС на постоянный оперативный ток.

Расширением подстанции предусматривается выполнение:

ОРУ 110 кВ по схеме (110-4) “Два блока с отделителями и автоматической перемычкой со стороны линии”.

ОРУ 35 кВ по схеме (35-9) “Одна рабочая секционированная выключателем система шин”.

РУ 10 кВ по схеме (10-1) “Одна секционированная выключателем система шин”.

В существующих шкафах 10 кВ типа К-37 демонтируются масляные выключатели марки ВМПП-10 и устанавливаются вакуумные марки BB/TEL (в двух секциях).

На подстанции устанавливается второй трансформатор мощностью 10000 кВА с регулированием напряжения под нагрузкой.

Оборудование для расширения ПС принято комплектным заводского изготовлени поставки Самарского завода “Электрощит”.

Существующий трансформатор собственных нужд ТМ-63 демонтируется. На подстанции устанавливаются два трансформатора собственных нужд типа ТМ-100/10/0.4 кВ. Для компенсации емкостных токов на напряжении 35 кВ предусмотрена установка дугогасящей катушки типа РЗДСОМ-310/35У1.

На подстанции принимается постоянный оперативный ток. Для этого предусмотрена установка аккумуляторной батареи СК-5 на число элементов n=108 шт. и два зарядно-подзарядных устройства.

Щит постоянного тока комплектуется тремя шкафами: шкаф ШСН-1201 ввода и секционной связи и двумя шкафами отходящих линий ШСН-1203.

Щит собственных нужд переменного тока подстанции комплектуется пятью панелями типа ПСН: одна панель ввода и секционной связи ПСН-1101-78 и четыре панели отходящих линий ПСН-1114-78.

Аккумуляторная батарея и щиты собственных нужд устанавливаются в здании ОПУ.

Защита от грозовых и коммутационных перенапряжений осуществляется с помощью устанавливаемых ОПН. От прямых ударов молнии существующими молниеотводами. Вновь устанавливаемое оборудование присоединяется к существующему контуру заземления полосой 40х4

1.5 Расчетные климатические и геологические условия

Согласно метеорологическим данным и расчетам район климатических условий принят по гололеду 2 (расчетная толщина стенки гололедного отложения 10 мм), по ветру 1-2 (расчетная скорость ветра 25 м/сек).

Расчетный скоростной напор ветра на высоте до 15 м ,даН/м²:

максимальный 40;

при гололеде 10.

Нормативная глубина промерзания грунта по площадке ПС - 165 см.

Грунтовые воды по площадке ПС встречены на глубине 0,7-1 м.

Район строительства по пляске проводов 1 (с редкой пляской проводов).

Температура воздуха, ⁰С:

максимальная +37;

минимальная -51;

среднегодовая +1,2;

средняя наиболее холодной пятидневки -33.

Число грозовых часов в году -39.

2. РАСЧЕТ МОЩНОСТИ И ВЫБОР ГЛАВНЫХ ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

2.1 Определение максимальных нагрузок (для каждой ступени напряжения)

По заданным S_н и cos _н определяем активную и реактивную мощность по формулам:

P_max = S_maxcos_max ; (2.1)

Q_max = S²_max -P²_max ; (2.2)

Для стороны СН:

P_сн=11.210.81=9.08 [МВт];

Q_сн = 11.21² -9.08² =6.57 [МВАр];

Для стороны НН:

Р_нн=2.550.82=2.09 [МВт];

Q_нн = 2.55² -2.09² =1.46 [МВАр];

На стороне НН для компенсации реактивной мощности ставим компенсирующие устройства- конденсаторные установки (КУ).

Мощность КУ:

Q_ку= P ?tg- tg_к) , (2.3)

где tg - естественный коэффициент мощности до компенсации:

tg= tg_нн= 0.65,

tgк - соответствующий коэффициент мощности после компенсации:

tg_к= tg_раб= 0.395,

- коэффициент, учитывающий повышение коэффициента мощности мерами, не требующими установки КУ : =1.

Q_ку= 2.09?0.65- 0.395)1=0.533 [МВАр];

Выбираем КУ: 1УКЛ-10-450(П) УЗ,

тогда Q_ку= 10.45=0.45 [МВАр];

Тогда полная мощность с учетом компенсации:

S_нн = P²_нн+(Q_нн-Q_ку) ² = 2.09²+(1.46 -0.45) ² =2.32 [МВА]; (2.4)

Таблица 2.1

Параметры конденсаторной установки

Тип	Qном, КВАр	Габаритные размеры, мм	Масса, кг
		длина	ширина	высота
УКЛ-10-450 УЗ	450	3810	82	1600	1170

2.2 Определение расчётной мощности подстанции

При определении расчётной мощности подстанции учитываются мощности трансформаторов собственных нужд, которые присоединяются к сборным шинам 10 кВ. Принимая P_max и Q_max за 100% типового графика строим график для каждой ступени мощности, значения которой находим из выражений [3,стр.8] по формулам :

p _i P_max g _i Q_max

P_i = ; Q_i = (2.5)

100

где p_i , g_i - ординаты типового графика [3, рис1.] для рассматриваемой ступени мощности в % .

Результаты расчёта сводим в таблицы 2.2-2.4

Таблица 2.2

Суточный график изменения нагрузки подстанции (сторона 110 кВ )

Мощность	Интервал времени, час
	0 - 4	4 - 8	8 - 14	14 - 21	21 - 24
P, МВт	9.26	10.56	9.26	11.87	9.26
Q, МВАр	5.42	6.19	5.42	6.95	5.42
S, МВА	10.73	12.24	10.73	13.76	10.73

P_расч=10.2 [МВт] ; Q_расч=6.0 [МВАр]; S_расч=11.6 [МВА];

МВА, S

МВт, P

МВар Q

16

14

12

S

10

P

8

6

Q

4

2

t

0 4 8 14 21 24 час

Рис.1

Таблица 2.3

Суточный график изменения нагрузки подстанции (сторона 35 кВ )

Мощность	Интервал времени, час
	0 - 4	4 - 8	8 - 14	14 - 21	21 - 24
P, МВт	7.08	8.08	7.08	9.08	7.08
Q, МВАр	5.12	5.84	5.12	6.57	5.12
S, МВА	8.73	9.97	8.73	11.21	8.73

P_расч=7.8 [МВт] ; Q_расч=5.12 [МВАр]; S_расч=9.33 [МВА];

Таблица 2.4

Суточный график изменения нагрузки подстанции (сторона 10 кВ )

Мощность	Интервал времени, час
	0 - 4	4 - 8	8 - 14	14 - 21	21 - 24
P, МВт	1.63	1.86	1.63	2.09	1.63
Q, МВАр	0.79	0.9	0.79	1.01	0.79
S, МВА	1.80	2.1	1.8	2.32	1.8

P_расч=1.8 [МВт] ; Q_расч=0.89 [МВАр]; S_расч=2.0 [МВА];

При определении расчётной мощности подстанции следует учесть мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН), которые обычно присоединяются к сборным шинам НН, а также коэффициент перспективы роста нагрузок на 5-10 лет (К₁₀=1.25).Расчетная мощность подстанции определим по формуле:

S_{расч.п/с}=( S_расч+S_сн)К_10, (2.6)

2.3 Собственные нужды подстанции

Приемники собственных нужд подразделяются на три категории:

а) основные, постоянно включенные в сеть;

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

в) ремонтные, как правило, передвижные, подключаемые временно в периоды ревизий и ремонтов оборудования. Данные по нагрузкам собственных нужд сведены в таблицу 2.5.

Таблица 2.5

Данные по нагрузкам собственных нужд

Наименование нагрузки	Установленная мощность, кВт		Cos	Tg	Расчетная нагрузка на трансформатор
					Летом	Зимой
					Коэффициент спроса	P	Q	Коэффициент спроса	P	Q
	Мощность единицы кол-во	Общая мощность
							КВт	квар		кВт	квар
КРУН отопление, вентиляция	-	11	1	1	0	1	11	-	1	11	-
Наружное освещение ПС	0,38	2.4	1	1	0	0,7	0,84	-	0,7	0,84	-
КРУН освещение	-	1	1	1	0	1	1	-	1	1	-
Аппаратура связи	-	1,2	1	1	0	1	1,2	-	1	1,2	-
Обогрев шкафов КРУН	114	14	1	1	0	-	-	-	1	14	-
Обогрев выключателей	53	15	1	1	0	-	-	-	1	15	-
Обогрев пружины заводки выключателей 110 кВ	1,13	3,3	1	1	0	-	-	-	1	3,3	-
Охлаждение трансформаторов Т1, Т2	22	4	1	1	0	1	4	-	1	1	-
Отопление ОПУ	-	33	1	1	0	-	-	-	1	33	-
Освещение, вентиляция ОПУ	-	4	1	1	0	1	4	-	1	4	-
ИТОГО							22,04			84,34

Полная расчётная мощность подстанции будет равна :

S_{расч.п/с}=( S_расч+S_сн)К₁₀ =(11.6+0.084)1.25= 13.89 [МВА].

На трансформаторных ПС 35-750 кВ устанавливаются два трансформатора собственных нужд (ТСН), мощность которых выбирают в соответствии с нагрузками, с учетом допустимой перегрузки (k_П=1,4) при выполнении ремонтных работ и отказах одного из трансформаторов [5].

При двух ТСН эксплуатация их может осуществиться двумя способами:

один из двух трансформаторов питает всю нагрузку собственных нужд (СН), а второй находится в автоматическом резерве;

оба трансформатора работают совместно, питая каждый 50…60% нагрузки СН, присоединяемый к раздельно работающим секциям сборных шин низшего напряжения. На межсекционном аппарате имеется схема автоматического ввода резерва (АВР).

К установке принимаем второй вариант эксплуатации ТСН.

Нагрузка СН переменного тока по данным таблицы 2.5 составляет 84.34 кВ.А. Нагрузка на один ТСН определяется по формуле:

 (2.7)

где k_одн - коэффициент одновременности, k_одн=0,7.

.

Для ТСН необходимо иметь резерв, поэтому номинальная мощность ТСН с учетом допустимой перегрузки должна составить:

(2.8)

Соответственно выбираем два трансформатора мощностью 100 кВ.А марки ТМ-100/10.

Панели щитов СН в количестве пяти штук установлены в ОПУ.

Наличие на проектируемой ПС сложных защит, автоматики и телемеханики, обуславливает применение постоянного оперативного тока. Устанавливаем свинцово-кислотные аккумуляторные батареи напряжением 220 В марки СК-5.

Количество элементов, присоединяемых к шинам в режиме постоянного подзаряда, определяется по формуле [6]:

(2.9)

где - число основных элементов в батарее;

- напряжение на шинах, ;

- напряжение на элементе в режиме подзаряда, .



Аккумуляторная батарея СК-5 состоит из 108 элементов. Устанавливаем аккумуляторные батареи в специальном помещении ОПУ.

ТСН подключаем к сборным шинам КРУН 10 кВ через вакуумный выключатель.

Таблица2.6 Технические данные ТСН

Sном, кВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Pхх , кВт	Рк, кВт	Uк,%	Iхх,%
100	10	0.4	0.22	1.28	4.5	2.8

2.4 Построение годового графика нагрузок подстанции

На рис.2 построен годовой график по продолжительности, результаты расчёта находятся в таблице 2.7.

Таблица 2.7

Годовой график нагрузок по продолжительности

Мощность	Интервал времени, час
	0 - 2402	2402 - 4945	4945 - 8760
P, МВт	13.76	11.8	10.3
S, МВА	11.87	10.2	8.91

Годовой график нагрузок по продолжительности МВА, S

МВА, S

МВт, Р

16

14

12

S

10

P

8

6

4

2

t

0 2402 4945 8760 час

Рис.2

2.5 Расчёт средней нагрузки и коэффициента заполнения графика

Среднюю нагрузку определим по данным годового графика:

S_ср=W_год/8760 , (2.11)

где W_год - полная потребляемая энергия за год ;

W_год=13.762402+11.8(4945-2402)+10.3(8760-4945)=102353.42 [МВАч];

S_ср=102353.42 / 8760 = 11.684 [МВА];

Коэффициент заполнения графика:

К_зп= S_ср / S_max=11.684/13.76 = 0.85;

Время использования максимальной активной нагрузки за год:

T_max,a=W_a,год/P_max ; (2.12)

W_a,год=11.872402+10.2(4945-2402)+8.9(8760-4945)=88403.84 [МВАч];

T_max,a=88403.84/11.87 = 7447.0 [ч];

Наибольшее время работы в году с максимальной нагрузкой определим по формуле из [3, стр.11]:

_нб=(0.124+ T_max,a10000)²8760 , (2.13)

_нб=(0.124+ 744710000)²8760 = 6610.5 [ч];

2.6 Выбор силовых трансформаторов

Так как в связи с увеличением нагрузок существующих потребителей, подключением новых мощности одного трарсформатора недостаточно, поэтому необходимо установить второй трансформатор.

Для двухтрансформаторной подстанции:

S_тр>(0.65-0.7)S_р = 0.6513.89= 9.02 [МВА];

По [13, табл. 3.8] для двухтрансформаторной подстанции 110/35/10 кВ два варианта трёхфазных трёхобмоточных трансформаторов:

1) 2ТДТН - 10000/110 ,

2) 2ТДТН - 16000/110 .

Проверяем возможность работы в аварийном режиме .

Коэффициент перегрузки в аварийном режиме:

К⁽¹⁾ _п.ав= S_р/S_ном(1)=13.89/10 = 1.389<1.4 ,

К⁽²⁾ _п.ав= S_р/S_ном(2)=13.89/16 = 0.868<1.4 .

Условия выполняются, значит работа в аварийном режиме возможна .

Таблица 2.8

Технические данные трансформаторов

Тип тр-ра	Sн мва	Uном, кВ	Pх кВт	Pк кВт	Uк , %	Iхх %	Цена т.р
		ВН	СН	НН			В-С	В-Н	С-Н
ТДТН -10000	10	110	35	11	17	76	10.5	17.5	6.5	1	51
ТДТН-16000	16	110	35	11	21	100	11	17.5	6.5	0.8	62

2.7 Технико-экономический расчёт трансформаторов (по приведённым затратам)

З=Р_нК_т+И , (2.14)

где Р_н - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений ,

К_т - стоимость трансформатора ,

И =И_а+И_А- ежегодные эксплуатационные издержки , (2.15)

И_а =DnК_та_г - издержки на амортизацию, (а_г =0.1) , (2.16)

И_А= вА_гг - издержки из-за потерь электроэнергии , (2.17)

D - коэффициент приведения, учитывающий современные условия ,

в =0.65 [руб] - стоимость одного кВтч электроэнергии .

А_гг= n P_x8760+ 1/n P_к[0.6(S_вн/S_н)² +0.4(S_cн/S_н) ² +0.4(S_нн/S_н) ²]_нб, (2.18)

где n - число трансформаторов,

_нб=6610.5 [ч] (см. п. 2.5) .

Проведём расчёты для обоих вариантов:

1) А_тг=2178760+1/276[0.6(13.89/10)²+0.4(11.21/10) ²+0.4(2.32/10) ²]6610.5= =720301.1 [кВтч],

И_А=0.65 720301.1 =468195.7 [руб],

И_а =20.116.551=168.3 [тыс.руб], З₁=0.1551216.5+468.19+168.3 = 888.85 [тыс.руб],

2)

А_тг=2218760+1/2100(0.6(13.89/16)²+0.4(11.21/16)²+0.4(2.32/16)²]6610.5 =585056.7 [кВтч],

И_А=0.65585056.7=380286.855 [руб],

И_а =20.116.562 =204.6 [тыс.руб],

З₂=0.1562216.5+380.3+204.6 = 891.8 [тыс.руб] .

Так как затраты во втором варианте больше, чем затраты в первом варианте, то в этом случае, очевидно, выгоднее взять трансформаторы :

2ТДТН-10000/110/35/10 .

3. КОМПАНОВКА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО

УСТРОЙСТВА 110 кВ

3.1 Общие положения

Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции и другие расстояния на ПС должны быть выбраны и установлены таким образом, чтобы:

1) вызываемые нормальными условиями работы электроустановки, нагрев, электрическая дуга не могли привести к повреждению оборудования и возникновению КЗ или замыкания на землю, а также причинять вред обслуживающему персоналу;

2) при нарушении нормальных условий работы электроустановки была обеспечена необходимая локализация повреждений, обусловленных действием КЗ;

3) при снятом напряжении с какой-либо цепи, относящиеся к ней аппараты, токоведущие части и конструкции могли подвергаться безопасному осмотру, замене и ремонтам, без нарушения нормальной работы соседних цепей [4].

Во всех цепях распределительного устройства (РУ) должна быть предусмотрена установка разъединяющих устройств с видимым разрывом, обеспечивающих возможность отсоединения всех аппаратов (выключателей, отделителей, трансформаторов тока и напряжения и тому подобное) каждой цепи от сборных шин, а также от других источников напряжения.

Выключатель или его привод должен иметь хорошо видимый и надежноработающий указатель положения (“включено”, “отключено”).

В открытом РУ (ОРУ), комплектном распределительном устройстве наружной установки (КРУН) должен быть предусмотрен нагрев масла масляных выключателей.

ОРУ ПС должно быть оборудовано стационарными заземляющими ножами, обеспечивающими в соответствии с требованиями безопасности заземление аппаратов и ошиновки без применения переносных заземлений. Заземляющие ножи должны быть окрашены в черный цвет. В местах, в которых стационарные заземляющие ножи не могут быть применены, на токоведущих и заземляющих шинах должны быть подготовлены контактные поверхности для присоединения переносных заземляющих проводников.

Сетчатое ограждение ОРУ должно иметь высоту над уровнем планировки 2 м; сетки должны иметь отверстия размером не менее 1010 мм и не более 2525 мм, а также приспособление для запирания их на замок. Нижняя кромка этих ограждений должна располагаться на высоте 0,1-0,2 м.

Компоновка и конструктивное выполнение РУ должны предусматривать возможность применения механизмов, в том числе специальных, для производства монтажных и ремонтных работ.

3.2 Расчет геометрических параметров ячейки и всего ОРУ 110 кВ

К основным факторам, определяющим конструкцию ОРУ относятся:

схема электрических соединений;

уровень номинального напряжения;

тип и габариты электрооборудования;

число и порядок подключения присоединения;

компоновка ОРУ и его элементов.

При разработке компоновки ОРУ должны соблюдаться минимальные расстояния от токоведущих частей до элементов ОРУ.

ОРУ выполняется по схеме с одной секционированной системой шин. Рядом с трансформаторами размещена автодорога для проезда ремонтных механизмов. Габарит проезда должен быть не менее 4000 мм по ширине и высоте [4].

Минимальное расстояние от основания фарфора аппарата до земли 2500 мм [4].

ОРУ 110 кВ выполнено с учетом наименьших расстояний от токоведущих частей до различных элементов ОРУ в свету, в соответствии с данными таблицы 9.4 [ 2 ].

Наименьшее расстояние от неогражденных токоведущих частей до земли при наибольшем провисании проводов должно быть 3600 мм [4].

Основные размеры ОРУ 110 кВ:

расстояние от контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту 1100 мм, принимаем 1500 мм;

расстояние между проводниками разных фаз 1000 мм, принимаем 1500 мм;

расстояние между осями элементов ячеек (трансформаторов, выключателей) 9000 мм, с тем, чтобы обеспечить расстояние 2900 мм между неогражденными частями различных цепей;

Длина ячейки ОРУ 110 кВ составит 57 м, ширина 39 м. Получаем размеры 5739 м.

4. ВЫБОР ТИПА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА И ИЗОЛЯЦИИПО УСЛОВИЯМ ЗАГРЯЗНЕНИЯ АТМОСФЕРЫ

Как правило, РУ напряжением 35 кВ и выше сооружаются открытыми. Также как и закрытые распределительные устройства (ЗРУ), ОРУ должны обеспечить надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.

Изоляция электроустановок может загрязняться промышленными выбросами в атмосферу, в том числе зимой из дымовых труб электростанций, а в близи морей происходит загрязнение изоляции солями.

Различают шесть степеней загрязненности атмосферы:

1 степень - лес, тундра, лесотундра, поля, луга;

2 степень - сельскохозяйственные угодья, где применяются химические удобрения, промышленного района;

3-6 степени загрязнения - промышленные зоны в зависимости от вида загрязнения и расстояния от него до ПС.

По материалам метеостанций район города Виледь, где располагается проектируемая ПС, будет располагаться в условиях 2 степени загрязнения атмосферы. По воздействию на стальные и металлические конструкции степень агрессивности атмосферы слабая, территория относится к зоне нормальной влажности.

В главе 3 перечислены факторы, определяющие конструкцию и выбор РУ.

Окончательно выбираю ОРУ 110 кВ исходя из степени загрязнения атмосферы (2) и количества присоединений (14), по схеме 2 блока с отделителями и автоматической перемычкой со стороны линии.

ОРУ-35 кВ-одна секционированная выключателем система шин.

Для напряжения 10 кВ выбираю КРУН 10 кВ со шкафами серии К-37.

5. Расчёт токов короткого замыкания

Коротким замыканием (КЗ) называют всякое не предусмотренное нормальными условиями работы соединение двух точек электрической цепи (непосредственное или через пренебрежимо малое сопротивление). Причинами КЗ являются механические повреждения изоляции, ее пробой из-за перенапряжения и старения, обрывов, набросов и схлестывания проводов воздушных линий, ошибочные действия персонала и тому подобное.

Вследствие КЗ в цепях возникают опасные для элементов сети токи, которые могут вывести их из строя. Поэтому для обеспечения надежной работы электрической сети, электрооборудования, устройств релейной защиты производится расчет токов КЗ.

Основная цель расчета состоит в определении периодической составляющей тока КЗ для наиболее тяжелого режима работы сети.

При трехфазном КЗ все фазы электрической сети оказываются в одинаковых условиях, поэтому его называют симметричным. Учет апериодической составляющей производят приближенно, допуская при этом, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе [6].

Расчёт проводится для ожидаемого уровня нагрузок в расчетный период.

Расчёт проводится для выбора и проверки уставок релейной защиты и автоматики или проверки параметров оборудования .

Введём ряд допущений, упрощающих расчёт и не вносящих существенных погрешностей:

1. Линейность всех элементов схемы ;

2. Приближенный учёт нагрузок ;

3. Симметричность всех элементов за исключением мест короткого замыкания;

4. Пренебрежение активными сопротивлениями, если X/R>3;

5. Токи намагничивания трансформаторов не учитываются;

Погрешность расчётов при данных допущениях не превышает 2-5% .

5.1 Составление расчётной схемы замещения

Расчёт токов короткого замыкания проводим в относительных единицах. Принимаем нормальный режим работы подстанции. Расчёт проводим для двух режимов: максимального и минимального .

Расчётные точки короткого замыкания:

К1- на шинах ВН ,

К2- на шинах СН ,

К3- на шинах НН ,

К4- на конце воздушной линии, подключенной к шинам СН ( L=25.5 км),

К5- на конце воздушной линии, подключенной к шинам СН ( L=15.0 км),

К6- на конце воздушной линии, подключенной к шинам НН (L= 19.5 км),

К7- на конце воздушной линии, подключенной к шинам НН (L=5.7 км),

К8- на шинах собственных нужд.

Рис.3 Схема замещения

5.2 Определение параметров схемы замещения

За базисную мощность при расчёте в относительных единицах принимаем мощность системы :

S_б=S_кс=700 [МВА].

Определим базисные напряжения и токи ступеней напряжения:

ВН: U_б,вн=115 [кВ] ;

I_б,вн= S_б / 3 U_б,вн = 700/( 3115) = 3.5 [кА] , (5.1)

СН: U_б,cн= U_б,внК _т,вн-сн=11538.5/115 =38.5 [кВ];

I_б,cн=700/( 338.5) =10[кА],

НН: U_б,нн= U_б,внК _т,вн-нн=11511/115=11 [кВ];

I_б,нн= 700/( 311) = 37.7 [кА]

Параметры системы:

Z₁=X₁=U²_н,срS_б/S_cU²_б,вн=115²700/115²700=1 ; (5.2)

E₁=E _ср / U_б,вн =115/115=1 . (5.3)

Параметры воздушных линий ВН:

Для двухцепной ВЛ-110 “КЦБК-Ильинск” L_вн = 61.5 [км] :

X₀=0.4 [Ом/км]; R₀=0.249 [Ом/км] ;

X₂= X₃= X₀L_внS_б/U²_б,вн=0.461.5700/115²=1.3 ;

R₂= R₃= R₀L_внS_б/U²_б,вн=0.24961.5700/115²=0.81 ;

Z₂=Z₃ = X₂²+ R₂² = 1.3²+0.81² =1.53 .

Параметры воздушных линий СН:

Для ВЛ-35 “Быково” L_сн = 20 [км] :

X₀=0.432 [Ом/км]; R₀=0.428 [Ом/км] ;

X₁₀= X₀L_снS_б/U²_б,сн =0.43220700/38.5²=4.1 ;

R₁₀=R₀L_cнS_б/U²_б,cн= 0.42820700/38.5²=4.0 ;

Z₁₀= X₁₀²+ R₁₀² = 4.1² + 4.0² = 5.76 .

Для ВЛ-35 “Самино-I” L_сн = 25.5 [км] :

X₁₁=X₀L_снS_б/U²_б,сн=0.42125.5700/38.5²=5.1 ;

R₁₁=R₀L_cнS_б/U²_б,cн=0.30625.5700/38.5²=3.7 ;

Z₁₁= X₁₁²+ R₁₁² = 5.1²+3.7² =6.3 .

Для ВЛ-35 “Кошкино” L=15 [км].

X₁₃=Х₀L_снS_б/U²_б,сн=0.43215700/38.5²=3.1;

R₁₃=R₀L_cнS_б/U²_б,cн=0.30615700/38.5²=3.05;

Z₁₃= X₁₃²+ R₁₃² = 3.1²+ 3.05² =4.35.

Параметры воздушных линий НН:

Для ВЛ-10 “Ильинск-I” L_нн = 5.7 [км] ;

ВЛ-10 “Ильинск-II” L_нн = 5.7 [км] .

X₀=0.44 [Ом/км]; R₀=0.45 [Ом/км] ;

X₁₆= X₁₉=X₀L_ннS_б/U²_б,нн=0.445.7700/11²=1.18 ;

R₁₆= R₁₉=R₀L_ннS_б/U²_б,нн=0.455.7700/11²=1.21 ;

Z₁₆= Z₁₉= X₁₆²+ R₁₆² =1.18²+1.21² =1.7 .

Для ВЛ-10 “Пузырёво” L_нн = 19.5 [км] :

ВЛ-10 “к/з Ленина” L_нн = 19.5 [км] :

X₁₅ = X₂₀ = X₀L_нн(в)S_б/U²_б,нн=0.4419.5700/11²=4.05 ;

R₁₅ = R₃₀ =R₀L_нн(в)S_б/U²_б,нн=0.4519.5700/11²=4.14 ;

Z₁₅=Z₃₀= X₁₅²+ R₁₅² = 4.05²+4.14² =5.8 .

Для ВЛ-10 “к-з Заря” L_нн = 10 [км] :

ВЛ-10 “ Калинино” L_нн = 10 [км] :

X₁₇ = X₂₁ = X₀L_нн(в)S_б/U²_б,нн=0.4410700/11²=2.07 ;

R₁₇ = R₂₁ =R₀L_нн(в)S_б/U²_б,нн=0.4510700/11²=2.12 ;

Z₁₇=Z₂₁= X₁₇²+ R₁₇² = 2.07²+2.12² =2.97 .

Параметры силовых трансформаторов:

X_в=0.5/100(U_к,в-с+U_к,в-н-U_к,с-н)= 0.5/100(10.5+17.5-6.5)=0.11 ; (5.4)

X_с=0.5/100(U_к,в-с+U_к,с-н-U_к,в-н)= 0.5/100(10.5+6.5-17.5)= - 0.0025 ; (5.5)

X_н=0.5/100(U_к,в-н+U_к,с-н-U_к,в-с)= 0.5/100(17.5+6.5-10.5)=0.068 ; (5.6)

X₄= X₇= X_вS_бU²_н,вн/S_нU²_б,вн =0.11700115²/10115²=7.7 ;

Z₄= Z₇=X₄ =7.7 ;

X₅= X₈= X_cS_бU²_н,cн/S_нU²_б,cн = - 0.002570038.5²/1038.5²= - 0.175 ;

Z₅= Z₈=X₅ = - 0.175 ;

X₆= X₉= X_нS_бU²_н,нн/S_нU²_б,нн =0.06870011²/1011²=4.76 ;

Z₆= Z₉=X₆ =4.76 .

Параметры КУ:

Z₁₉=X₁₉=0.5S_бU²_н,нн/Q_куU²_б,нн =0.570011²/0.4511²=777 ; (5.7)

E₂=E₃1.06 .

Параметры ТСН :

Z₁₄= Z₂₂= X₁₄= X_{22 ;}

X₁₄= (U_к%/100)S_бU²_н,нн/S_{ном,тр-ра}U²_б,нн =(4.5/100)70011²/0.111²=500 . (5.8)

Все сопротивления схемы замещения сведены в таблицу 5.1

Таблица 5.1

Значения сопротивлений схемы замещения

N0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
О.е.	1	1.53	1.53	7.7	- 0.175	4.76	7.7	-0.175	4.76	5.76	6.3
N0	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22
О.е.	6.3	4.35	500	5.8	1.7	2.97	777	1.7	5.8	2.97	500

Таблица 5.2 Значения ЭДС

Е1	1.00
Е2	1.06

5.3 Расчёт токов КЗ

Расчёт проводится для двух режимов: максимальный и минимальный

За минимальный режим принимаем режим с нормально отключенными секционными выключателями.

За максимальный режим принимаем режим со включенными секционными выключателями.

Точка К1

Максимальный режим (см. рис.4)

Рис.4

Z_экв1=(Z₂Z₃)/(Z₂+Z₃)=1.531.53/3.06=0.765 ,

Z_экв2= Z_экв1+ Z₁=0.765+1=1.765 ,

Z_экв3= (Z₄+ Z₆) (Z₇+Z₉) / (Z₄+ Z₆+ Z₇+Z₉) = =(7.7+4.76) (7.7+4.76) / (7.7+7.7+4.76+4.76)=6.23 ,

Z_экв4= Z₁₈+ Z_экв3 =777+6.23 =783.23 ,

Е= (E₁Z_экв4+E₂Z_экв2)/ (Z_экв4+Z_экв2) = (1783.23 + 1.061.765)/(783.23+1.765)=1.00

Z= (Z_экв4 Z_экв2)/( Z_экв4 + Z_экв2) =783.231.765/(783.23+1.765)=1.761 ,

Отсюда ток КЗ

I^*(3)_К1= Е/ Z =1.00/1.76=0.57 , (5.9)

I⁽³⁾_К1= I^*(3)_К1I_б,вн= 0.573.5=1.99 [кА] . (5.10)

Ударный ток

i_уд = 2 К_удI⁽³⁾_К1=1.4141.61.99=4.5 [кА] , (5.11)

где К_уд =1.6 для Та=0.02 [с] ( справочная величина ) ;

Минимальный режим (см. рис.5)

Z₂

E₁ Z₁ Z₄ Z₆ Z₁₉ E₂

Z₃

Рис.5

Z_экв1=Z₄+Z₆+Z₁₈ = 7.7+4.76+777= 789.46 ,

Z_экв2= (Z₂/2)+Z₁ = (1.53/2)+1=1.765 ,

E₂=1.06 , E₁=1 ,

Е=(E₁Z_экв1+E₂Z_экв2)/(Z_экв1+Z_экв2)=(1789.46+1.061.765)/(789.46+1.765)=1.00 ,

Z= (Z_экв1 Z_экв2)/( Z_экв1 + Z_экв2 ) = 789.461.765/(789.46+1.765)=1.761 ,

I^*(3)_К1= Е/ Z =1.00/1.761=0.57 ,

I⁽³⁾_К1= I^*(3)_К1I_б,вн= 0.573.5=1.99 [кА] ,

i_уд = 2 К_удI⁽³⁾_К1=1.4141.61.99=4.5 [кА] .

Точка К2 :

Максимальный режим

Z_экв1= Z_экв1+( Z₂Z₆)/(Z₂+Z₃)=1+0.765=1.765 ,

Z_экв2= Z₁₈+(Z₆Z₉)/(Z₆+Z₉) =777+ (4.764.76)/(4.76+4.76) = 779.38 ,

Z_'экв3= (Z_экв3Z_экв2)/(Z_экв3+Z_экв2) = (5.615779.38)/(5.615+779.38)=5.57 ,

Е=(Е₁Z_экв3+Е₂Z_экв1)/(Z_экв3+Z_экв1)=(15.615+1.061.765)/(5.615+1.765)=1.01 ,

Z= (Z_экв5 Z_экв8)/ (Z_экв5 + Z_экв8) = [-0.17548.8(-0.175)]/(-0.175-0.175) =-0.087 ,

Z=Z_экв4+Z_экв5=5.57-0.087=5.48 ,

I^*(3)_К2= Е/ Z =1.01/5.48=0.184 ,

I⁽³⁾_К2= I^*(3)_К2I_б,сн= 0.18410.5=1.932 [кА],

i_уд = 2 К_удI⁽³⁾_К2=1.4141.61.932=4.37 [кА] .

Минимальный режим

Z_экв1=1.765 (см.макс. режим в точке К2)

Z_экв3=Z_экв1+Z4=1.765+7.7=9.465 ,

Е=(Е₁Z_экв2 + E₂Z_экв1)/(Z_экв2 + Z_экв1) = (1.00781.76 + 1.061.765)/(781.76 + 1.765) =1.0

Z= Z₅+ (Z_экв3 Z_экв2)/(Z_экв3+Z_экв2) = - 0.175 + (9.465781.76)/(9.465+781.76) = 9.176

I^*(3)_К2= Е/ Z =1.00/9.176=0.11 ,

I⁽³⁾_К2= I^*(3)_К2I_б,сн= 0.1110.5=1.14 [кА],

i_уд = 2 К_удI⁽³⁾_К2=1.4141.61.14=2.59 [кА] .

Точка К3:

Максимальный режим

Z_экв1= (Z_экв2 Z_экв3)/ (Z_экв2+ Z_экв3) + Z₁=0.765+1=1.765 ,

Z_экв2=Z_экв1+( Z_экв4+ Z_экв6 )( Z_экв7+ Z_экв9)/( Z_экв4+ Z_экв6+ Z_экв7+ Z_экв9 ) =

=1.765+(7.7+4.76)(7.7+4.76)/(7.7+7.7+4.76+4.76)=8.0 ,

Е= (E₁Z_экв18+E₂Z_экв2)/ (Z_экв18+Z_экв2) = (1.00777+1.066.18)/(777+6.18) = 1.00 ,

Z= (Z_экв2 Z_экв18)/( Z_экв2 + Z_экв18) =(8.0777)/(8.0+777)=7.92 ,

I^*(3)_К3= Е/ Z =1.00/7.92=0.12 ,

I⁽³⁾_К3= I^*(3)_К3I_б,нн= 0.1237.7=4.70 [кА],

i_уд = 2 К_удI⁽³⁾_К3=1.4141.64.70=10.6 [кА] .

Минимальный режим

Z_экв1 = Z_экв1 + Z_экв4 + Z_экв6 + (Z_экв2 Z_экв3)/(Z_экв2+Z_экв3 )=1 + 7.7 + 4.76 + 0.76=14.23,

Е=(E₁ Z₁₈+E₂Z_экв1)/( Z₁₈+ Z_экв1)=(1.00777+1.0614.23)/(777+14.23)=1.00 Z=(Z_экв1 Z_экв18)/(Z_экв1 + Z_экв18) = (14.23777)/(14.23+777)=13.97 ,

I^*(3)_К3= Е/ Z =1.00/13.97= 0,07

I⁽³⁾_К3= I^*(3)_К3I_б,нн= 0.0737.7=2.7 [кА];

i_уд = 2 К_удI⁽³⁾_К3=1.4141.62.7 = 6.1 [кА] .

Точка К4:

Максимальный режим

Z_экв1 = Z_экв1+(Z₂Z_экв3)/(Z_экв2+Z_экв3) = 1+0.765=1.765 ,

Z_экв2 = (Z₄Z₇)/(Z₄+Z₇) + Z_экв1=(7.77.7)/(7.7+7.7)+1.765=5.615 ,

Z_экв3 = Z₁₈ + (Z₆ Z₉)/(Z₆+Z₉)=777+(4.76 4.76)/(4.76+4.76)=779.38 ,

Z_экв4 = (Z₂ Z₃)/( Z₂+Z₃)=(5.615779.38)/(5.615+779.38)=5.57 ,

Е = (E₁Z_экв3 + E₂Z_экв2)/ (Z_экв3 + Z_экв2) = (1.00779.38 + 1.065.615)/(779.38 + 5.615) = 1.0

Z= Z_экв5+ Z_экв4+ Z₁₁ = -0.087+5.57+6.3=11.78 ,

I^*(3)_К4= Е/ Z =1.0/11.78=0.085 ,

I⁽³⁾_К4= I^*(3)_К4I_б,сн= 0.08510.5=0.89 [кА],

i_уд = 2 К_удI⁽³⁾_К4=1.4141.60.89 = 2.0 [кА] .

Минимальный режим

Z_экв1= Z₁+( Z₂ Z₃ )/( Z₂ + Z₃)+ Z₄=1+0.765+7.7=9.47 ,

Z_экв2= Z₁₈+ Z₆ =777+4.76=781.76

Е=(E₂Z_экв1 +E₁Z_экв2 )/( Z_экв1+Z_экв2) =(1.069.47+1781.76)/(9.47+781.76) =1.00

Z=(Z_экв1Z_экв2)/(Z_экв1+Z_экв2)+Z₅+Z₁₁=(9.47781.76)/(947+781.76)+(-0.175)+6.3 = =15.48 ,

I^*(3)_К4= Е/ Z =1.00/15.48=0.065 ,

I⁽³⁾_К4= I^*(3)_К4I_б,сн= 0.06510.5=0.68 [кА],

i_уд = 2 К_удI⁽³⁾_К4=1.4141.60.68=1.53 [кА] .

Точка К5:

Максимальный режим

Z_экв1 = Z₁+(Z₂Z₃)/(Z₂ + Z₃)= 1+0.765=1.765 ,

Z_экв2= (Z₄ Z₇ )/( Z₄ + Z₇)+Z_экв1=(7.77.7)/(7.7+7.7)+1.765=5.615 ,

Z_экв3= Z₁₈+(Z₆Z₉)/( Z₄+ Z₄)=777+(4.764.76)/(4.76+4.76)=779.38 ,

Z_экв4= (Z_экв2 Z_экв3)/( Z_экв2+ Z_экв3)=(5.615779.38)/(5.615+779.38)=5.57 ,

Z_экв5=( Z₅ Z₈)/( Z₅+ Z₈)=[(-0.175)(-0.175)]/[(-0.175)+(-0.175)]=-0.087 ,

Е= 1.00 (см.максим.режим К4)

Z= Z_экв4+ Z_экв5+ Z_экв13 =5.57+(-0.087)+4.35=9.83 ,

I^*(3)_К5= Е/ Z =1.00/9.83=0.102 ,

I⁽³⁾_К5= I^*(3)_К5I_б,сн= 0.10210.5=1.07 [кА];

i_уд= 2 К_удI⁽³⁾_К5=1.4141.61.07=2.4 [кА] .

Минимальный режим

Z_экв1= Z₁+(Z₂ Z₃)/( Z₂+ Z₃)=1.765 (см.максим.режим К5) ;

Z_экв2= Z₄+ Z₆+ Z₁₈=7.7+4.76+777=789.46 ,

Z_экв3=( Z_экв1 Z_экв2)/( Z_экв1+ Z_экв2)=(1.765789.46)/(1.765+789.46)=1.76 , Е=(E₁Z_экв2+E₂Z_экв1)/( Z_экв2+Z_экв1) = (1.0789.46+1.061.765)/(789.46+1.765)=1.0 ,

Z= Z_экв3+ Z₇+Z₈+Z₁₃ =1.76+7.7+(-0.175)+4.35=13.63 ,

I^*(3)_К5= Е/ Z =1.0/13.63=0.073 ,

I⁽³⁾_К5= I^*(3)_К5I_б,сн= 0.07310.5=0.77 [кА],

i_уд= 2 К_удI⁽³⁾_К5=1.4141.60.77=1.74 [кА].

Точка К6:

Максимальный режим

Z_экв1=1.765 (см.максим.режим К5),

Z_экв2=[(Z₄+Z₆)( Z₇+Z₉)]/( Z₄+ Z₆+ Z₇+ Z₉)+Z_экв1 = =[(7.7+4.76)(7.7+4.76)]/(7.7+4.76+7.7+4.76)+1.765=8.0 ,

Е= (E₁Z₁₈+E₂Z_экв2)/( Z₁₈+ Z_экв2)=(1.0777+1.068.0)/(777+8.0) = 1.00 ,

Z= Z₁₅+(Z_экв2Z₁₈)/(Z_экв2+Z₁₈)=5.8+7.92=13.72 ,

I^*(3)_К6= Е/ Z =1.00/13.72=0.073 ,

I⁽³⁾_К6= I^*(3)_К6I_б,нн= 0.07337.7=2.75 [кА],

i_{уд =} 2 К_удI⁽³⁾_К6=1.4141.62.75=6.2 [кА] .

Минимальный режим

Z_экв1=1.765 (см.максим.режим К5) ,

Z_экв2= Z₄+ Z₆+ Z_экв1= 7.7+4.76+1.765=14.23 ,

Е=(E₁Z₁₈+E₂Z_экв2 )/( Z₁₈+ Z_экв2)=(1.00777+1.0614.23)/(777+14.23)=1.00,

Z=Z₁₆+(Z_экв2 Z₁₈)/( Z_экв2 + Z₁₉)=5.8+(14.23777)/(14.23+777)=19.77 ,

I^*(3)_К6= Е/ Z = 1.00/19.77= 0.05 ,

I⁽³⁾_К6= I^*(3)_К6I_б,нн= 0.0537.7=1.9 [кА],

i_уд = 2 К_удI⁽³⁾_К6=1.4141.61.9=4.3 [кА] .

Точка К7:

Максимальный режим

Z_экв1=1.765 (см.максим.режим К5) ,

Z_экв2=8.0 (см.максим.режим К6) ,

Е= 1.00 (см.максим.режим К6) ,

Z= Z₁₆+(Z_экв2 Z₁₈)/( Z_экв2+ Z₁₈ )=1.7+7.92=9.62 ,

I^*(3)_К7= Е/ Z = 1.00/9.62=0.1 ,

I⁽³⁾_К7= I^*(3)_К7I_б,нн= 0.137.7=3.92 [кА],

i_уд = 2 К_удI⁽³⁾_К7=1.4141.63.92=3.92 [кА] .

Минимальный режим

Z_экв1= 1.765 (см максим.режим К5) ,

Z_экв2=14.23 (см.миним.режим К6) ,

Е= 1.00 (см.миним.режим К6) ,

Z=Z₁₆+(Z_экв2Z₁₈)/(Z_экв2+Z₁₈)=1.7+(14.23777)/(14.23+777)=15.67 ,

I^*(3)_К7= Е/ Z = 1.00/15.67=0.064 ,

I⁽³⁾_К7= I^*(3)_К7I_б,нн= 0.06437.7=2.4 [кА],

i_{уд =} 2 К_удI⁽³⁾_К7=1.4141.62.4=5.44 [кА] .

Точка К8:

Максимальный режим

Z_экв1=1.765 (см.максим.режим К5) ,

Z_экв2= 8.0 (см.максим.режим К6) ,

Е= 1.00 (см.максим.режим К6) ,

Z= 7.92+500=507.92 (см.максим.режим К7) ,

I^*(3)_К8= Е/ Z =1.00/507.92=0.002 ,

I⁽³⁾_К8= I^*(3)_К8I_б,нн= 0.00237.7=0.07 [кА],

i_уд = 2 К_удI⁽³⁾_К8=1.4141.60.07=0.158 [кА] .

Минимальный режим

Z_экв1=1.765 (см.миним.режим К6) ,

Z_экв2 =14.23 (см.миним режим К6) ,

Е = 1.00 (см.миним.режим К6) ,

Z=500+13.97=513.97 (см.миним.режим К6),

I^*(3)_К8= Е/ Z = 1.00/ 513.97=0.002

I⁽³⁾_К8= I^*(3)_К8I_б,нн= 0.00237.7=0.07 [кА] ,

i_уд = 2 К_удI⁽³⁾_К8=1.4141.60.07=0.158 [кА] .

Таблица 5.1

Результаты расчета токов короткого замыкания

N0 точки КЗ	I(3)к,max кА	I(3)к,min кА	iуд,max кА	iуд,min кА
К1	1.99	1.99	4.5	4.5
К2	1.93	1.14	4.37	2.59
К3	4.7	2.7	10.6	6.1
К4	0.89	0.68	2.0	1.53
К5	1.07	0.77	2.42	1.74
К6	2.75	1.9	6.2	4.3
К7	3.92	2.4	8.86	5.44
К8	0.07	0.07	0.158	0.158

6. ВЫБОР КОММУТАЦИОННОЙ , ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ И СБОРНЫХ ШИН

Электрические аппараты, изоляторы и токоведущие устройства работают в условиях эксплуатации в трех основных режимах: длительном, перегрузки (с повышенной нагрузкой, которая для некоторых аппаратов достигает значения до 1,4 номинальной) и короткого замыкания (КЗ).