Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

В дипломной работе рассмотрены вопросы реконструкции зоны подстанции 110/10 кВ «Судиславль» с расчётом токов замыкания на землю методом фазных координат.

Для этих задач предусмотрен расчёт и выбор оборудования на стороне 110 кВ и на стороне 10 кВ. Проведены исследования ёмкостных токов замыкания на землю методом фазных координат. Рассмотрен расчет заземляющего устройства для подстанции 110/10 кВ «Судиславль».

В графической части проекта представлены однолинейная схема сетей 10 кВ ПС «Судиславль», однолинейная схема понижающей подстанции 110/10 кВ «Судиславль», спецификация выбранного оборудования, модель блока линии и модель блока нагрузки, методика построения линии в фазных координатах, методика расчёта аварийных режимов в фазных координатах, замыкания на землю в сетях 10 кВ и заземляющее устройство ПС 110/10 кВ «Судиславль».

Содержание

Введение

1. Характеристика понижающей подстанции 110/10 кВ «Судиславль»

1.1 Расположение понижающей подстанции 110/10 кВ «Судиславль»

1.2 Анализ нагрузок понижающей подстанции 110/10 кВ «Судиславль»

1.3 Анализ электротехнической службы

2. Расчёт мощностей на участках и выбор проводников силовой сети

2.1 Расчёт мощностей на участках линии электропередач

2.2 Выбор сечения проводов. Расчет потерь напряжения в проводах

3. Расчёт токов короткого замыкания в узловых точках схемы

4. Выбор оборудования подстанции 110/10 кВ «Судиславль»

4.1 Расчёт трансформаторов на подстанции «Судиславль»

4.2 Выбор числа и мощности трансформаторов

4.3 Выбор схемы электрических соединений подстанции

4.4 Выбор схемы собственных нужд подстанции

4.5 Выбор оборудования трансформаторной подстанции

4.6 Выбор высоковольтной аппаратуры

4.7 Выбор комплектного распредустройства на стороне 10 кВ

5. Расчёт ёмкостных токов замыкания на землю в фазных координатах

5.1 Общие сведения о методе фазных координат

5.2 Моделирование ЛЭП в фазных координатах

5.3 Модели блока нагрузок и блока замыкания на землю

5.4 Модель блока связи линии с источником

5.5 Методика моделирования

5.6 Расчёт токов замыканий на землю отходящих линий подстанции

6. Охрана труда. Безопасность и экологичность

6.1 Введение

6.2 Анализ состояния безопасности на подстанции

6.3 Характеристика опасных и вредных факторов

6.4 Расчет заземляющего устройства подстанции «Судиславль»

6.5 Пожарная безопасность

6.6 Экологичность

6.7 Мероприятия по совершенствованию безопасности и экологических условий

6.8 Вывод по разделу

Заключение

Список использованных источников

Приложение А

Приложение Б

Введение

Системы электроснабжения являются сложными производственными объектами, все элементы которых участвуют в едином производственном процессе, основными специфическими особенностями которого являются быстротечность явлений и неизбежность повреждений аварийного характера. Поэтому надежное и экономичное функционирование систем электроснабжения возможно только при автоматическом управлении ими.

Основными задачами систем электроснабжения являются:

- обеспечение бесперебойного энергоснабжения качественной электроэнергией потребителей;

- обеспечение безопасного и качественного ремонта и надежной работы оборудования, зданий и сооружений;

- обеспечение безопасных и нормальных условий труда работников и предупреждение нарушений правил и инструкций по охране труда.

Электроснабжение сельских потребителей осуществляется в основном от сетей государственных энергосистем и крупных электростанций. В районах, удаленных зон централизованного электроснабжения, для питания сельскохозяйственных нагрузок используют местные электростанции.

Для подачи электроэнергии от государственных энергосистем к сельским потребителям используют сети напряжением 6, 10, 20, 35 кВ, а в отдельных случаях - сети напряжением 110 кВ и потребительские подстанции 110/10, 110/35/10, 35/10, 35/0.4, 20/0.4, 6-10/0.4 кВ.

Общие высоковольтные линии электропередачи и понижающие подстанции могут питать нагрузку не только сельского хозяйства, но и других потребителей, расположенных в сельской местности. Поэтому к сетям сельскохозяйственного назначения относятся лишь те линии электропередачи и подстанции, доля которых в общей нагрузке составляет не менее 50 %.

Уже нашли применение новые строительные материалы для опор электрических линий, изоляторы повышенной электрической прочности, устройства со статическими конденсаторами для компенсации реактивной мощности в сельских электрических сетях. С целью максимального приближения подстанций 110/10 кВ к сельским потребителям значительно увеличен объем строительства линий электропередачи напряжением 35-110 кВ.

Надёжная и экономичная работа энергетических систем стала возможной после создания и внедрения ряда автоматических устройств, называемых устройствами системной автоматики, основные назначения которых: предотвращать и ликвидировать системные аварии, а также восстанавливать после нарушений нормальную схему энергосистемы и питание потребителей. Системная авария нарушает работу всей энергосистемы: происходят массовое отключение потребителей; нарушается параллельная работа электростанций и частей энергосистемы; происходит непредусмотренное заранее разделение энергосистемы на части или отделение станций от системы. Кроме того, системная авария проявляется в снижении частоты в системе ниже допускаемой величины.

1. Характеристика понижающей подстанции 110/10 кВ «Судиславль»

1.1 Расположение понижающей подстанции 110/10 кВ «Судиславль»

Понижающая подстанция 110/10 кВ «Судиславль» находится в Судиславском районе, Костромской области, расположена на окраине деревни Глебово в 5 км от поселка городского типа Судиславль. Подстанция разработана Горьковским отделением института «Энергосетьпроект», изготовлена Куйбышевским заводом «Электрощит», сооружена в 1971 году и введена в постоянную эксплуатацию в июне 1972 года и является транзитной. Подстанция «Судиславль» с постоянным дежурным персоналом.

Она получает питание по воздушной линии электропередач 110 кВ, и через перемычку осуществляется транзит по воздушной линии электропередач 110 кВ «Калинки» - «Красная поляна».

Подстанция 110/10 кВ «Судиславль» выполнена по схеме «мостика» с установкой двух трансформаторов типа ТДН - 10000/110 мощностью 10 МВА, с встроенным РПН, для защиты трансформаторов на стороне высокого напряжения установлены короткозамыкатели КЗ-110 и отделители ОД - 110. В цепях линий и секционированной системе шин установлены масляные выключатели типа МКП-110М, в цепи шунтирующей перемычки 110 кВ установлены разъединители.

ОРУ выполнено беспортального типа из блоков и узлов заводского выполнения с установкой оборудования на П-образных конструкциях. Завод воздушных линий электропередач 110 кВ на подстанцию осуществляется посредством совмещенных концевых опор облегченного типа, размещаемых непосредственно за оградой подстанции. На стороне 10 кВ установлены шкафы КРУН серии К - 13.

Ошиновка подстанции выполнена из труб алюминиевого сплава АВ-Т1 диаметром 80/75 и провода АС-120. Кабельные линии по территории подстанции прокладываются в надземных железобетонных лотках.

Таблица 1.1 Общая протяженность отходящих линий 10 кВ

Первая секция шин	Вторая секция шин
№ фидера	Длина, км	№ фидера	Длина, км
10-01	24,42	10-09	51,16
10-02	59,49	10-10	18,67
10-04	39,71	10-11	43,64
10-05	5,9	10-12	1,7
10-06	4	10-13	11,71

Основанием фундаментов служат насыпные супесчаные грунты подстилаемые суглинками. Грунтовые воды вскрыты на глубине 2 м. В весенний период возможен подъем на 1 м по сравнению с замеренным. Грунтовые воды агрессивными свойствами не обладают.

Краткая характеристика района расположения подстанции

Климат Судиславского района умеренно-континентальный: лето сравнительно короткое, умеренно теплое, зима продолжительная, умеренно холодная и достаточно снежная. Самым холодным месяцем является январь, а самым теплым июль. Холодный период года длится в среднем 160 дней, а теплый 200 дней.

Среднегодовое количество осадков 650-730 мм; средняя высота снежного покрова 43 см; нормативный скоростной напор ветра на высоте 10 м над поверхностью земли с повторяемостью 1 раз в 10 лет 40 кг / м2; толщина стенки гололеда на высоте 10 м над поверхностью земли с повторяемостью 1 раз в 10 лет для первого района по гололеду - 10 мм; нормативная глубина промерзания грунта - 1,5 м; среднее годовое число грозовых дней - 24 дня; минимальная температура воздуха - 40 оС; температура воздуха при гололеде - 5 оС; максимальная температура воздуха +32 оС.

1.2 Анализ нагрузок понижающей подстанции 110/10 кВ «Судиславль»

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

Таблица 1.2 Электрические нагрузки потребителей ПС «Судиславль»

№ фидера	Наименование потребителей	Напряжение, кВ	Мощность, кВА
1 секция шин 10 кВ
10-01	РП-1	10,7	2038,6
10-02	д. Александрово	10,7	741,3
10-04	д. Задорожье	10,7	185,3
10-05	д. Жолобово	10,7	148,2
10-06	завод сварочных материалов «Ротекс»	10,7	185,3
2 секция шин 10 кВ
10-09	д. Фадеево	10,7	1111,9
10-10	Зверосовхоз	10,7	1111,9
10-11	Кошара	10,7	1019,3
10-12	МТФ Глебово	10,7	278
10-13	пгт. Судиславль	10,7	1111,9

1.3 Анализ электротехнической службы

Понижающая подстанция 110/10 кВ «Судиславль» имеет постоянный дежурный персонал. В состав постоянного дежурного персонала входит один диспетчер. Для проведения различных работ на подстанцию выезжает оперативная бригада.

2. Расчёт мощностей на участках и выбор проводников силовой сети

2.1 Расчёт мощностей на участках линии электропередач

Электрические нагрузки сетей 10 кВ определяют путем суммирования расчетных нагрузок с учетом коэффициента одновременности, т.к. нагрузка не смешанная, то определять будем по наибольшему максимуму:

Pрас=ko·P;

Qрас=ko·Q ,

где Pрас - расчетная активная нагрузка на участке линии, кВт;

Qрас - расчетная реактивная нагрузка на участке линии, квар;

ko - коэффицент одновременности [7];

Р - активная мощность нагрузки на участке линии, кВт;

Qрас - реактивная мощность нагрузка на участке линии, квар.

Расчетная полная мощность определяется по формуле [19]:

Sрас=.

Для воздушных линий электропередач напряжением 10 кВ экономические сечения проводов выбирают методом экономических интервалов по таблицам [7].

Этим методом можно выбирать сечения проводов в зависимости от нагрузки, района климатических условий, в котором сооружается линия, материала опор.

Провода выбирают по расчетной эквивалентной мощности Sэкв.

Эквивалентные мощности определяем по формуле:

Sэкв = Sрас · Кд ,

где Sмакс - максимальная нагрузкана участке;

Кд - коэффициент динамики роста нагрузок. Принимаем Кд =0,7 [7].

Определение расчетной нагрузки покажем на примере расчета фидера 10-05. Схема фидера 10-05 представлена на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 Схема фидера 10-05

Sрас4-5 = ko ·(S5+ S6);

Sрас4-5 =0,9 · (160+250)=369 кВА;

Sэкв4-5 = Кд · Sрас4-5; Sэкв4-5 =0,7 · 369=258,3 кВА;

Sрас3-4 = ko ·(S5+ S6)+ ?S;

Sрас3-4 =0,9 · (160+250)+6,23=375,23 кВА;

Sэкв3-4 = Кд · Sрас3-4; Sэкв3-4 =0,7 · 375,23=262,6 кВА;

Sрас2-3 = ko ·(S3+S5+ S6)+ ?S;

Sрас2-3=0,85·(160+160+250)+6,23=490,7кВА;

Sэкв2-3 = Кд · Sрас2-3; Sэкв2-3 =0,7 · 490,7=343,5 кВА;

Sрас1-2 = ko ·(S2+S3+S5+ S6)+ ?S;

Sрас1-2 =0,8·(160+160+160+250)+6,23=590,23 кВА;

Sэкв1-2 = Кд · Sрас1-2; Sэкв1-2 =0,7 · 590,23=413,16 кВА;

Sрас0-1 = ko ·(S1+S2+S3+S5+ S6)+ ?S;

Sрас0-1 =0,8·(250+160+160+160+250)+6,23=784 кВА;

Sэкв0-1 = Кд · Sрас0-1; Sэкв0-1 =0,7 · 784=553,1 кВА;

2.2 Выбор сечения проводов. Расчет потерь напряжения в проводах

Для сельских воздушных сетей напряжением 10 кВ экономическое сечение проводов выбираем методом экономических интервалов [7].

Этим методом можно выбирать сечение проводов в зависимости от нагрузки, района климатических условий, в котором сооружается линия, материала опор.

Провода выбирают по расчетной эквивалентной мощности. Толщина стенки гололеда b = 10мм [7], линия будет построена на ЖБ опорах.

По таблице экономических интервалов предварительно определяют сечение проводов для каждого участка линии.

При выбранных сечениях проводов выполняем расчет сети на потери напряжения при условии, что предается мощность расчетного года и сравниваем максимальные потери с допустимыми. Потерю напряжения на участках ВЛ в процентах от номинального напряжения определяют по формуле:

?U = ?Uуд · Sрас · l , (2.3)

где ?Uуд - удельная потеря напряжения, %/(кВА · км);

Sрас - расчетная мощность на участке без учета коэффициента динамики роста нагрузок, кВА;

l - длина участка, км.

?Uуд берется из таблицы [7] при соответствующем cos? участка..

В нашем случае допустимая потеря напряжения на линии не должна превышать ?U? = 10% [18].

Если потеря напряжения превысит допустимую, то на ряде участков начиная с головных, нужно взять большие дополнительные сечения из тех же таблиц [7].

При этом не следует принимать в линии более 3…4 различных сечений проводов.

Расчет заканчивается проверкой потери напряжений в линии, которая не должна превышать допустимую.

Определение сечения проводов покажем на примере расчета фидера 10-05:

участок 0 - 1: Sэкв0-1 = 553,1 кВА ;

принимаем провод АС-70;

участок 1 - 2: Sэкв1-2 = 413,16 кВА;

принимаем провод АС-70;

участок 2 - 3: Sэкв2-3 = 343,5 кВА;

принимаем провод АС-70;

участок 3 - 4: Sэкв3-4 = 262,6 кВА;

принимаем провод АС-70;

участок 4 - 5: Sэкв4-5 = 258,3 кВА;

принимаем провод АС-70.

Определяем потери напряжения на каждом участке по формуле (2.3):

?U0-1 = ?Uуд0-1 · Sрасч0-1 · l0-1 ; ?U0-1 = 0,561 · 10-3· 790,23 · 0,3 = 0,133% ;

cos? = 0.85.

?U1-2 = ?Uуд1-2 · Sрасч1-2 · l1-2 ; ?U1-2 = 0,561 · 10-3· 590,23 · 0,4 = 0,1324%;

cos? = 0.85.

?U2-3 = ?Uуд2-3 · Sрасч2-3 · l2-3 ; ?U2-3 = 0,561 · 10-3· 490,7 · 0,75 = 0,206%;

cos? = 0.85.

?U3-4 = ?Uуд3-4 · Sрасч3-4 · l3-4 ; ?U3-4 = 0,561 · 10-3· 375,23 · 0,85 = 0,179%;

cos? = 0.85.

?U4-5 = ?Uуд4-5 · Sрасч4-5 · l4-5; ?U4-5 = 0,561 · 10-3· 369 · 2 = 0,414%;

cos? = 0.85.

Определяем потери напряжения в линии:

?U?Ф10-05 = 0,133 + 0,1324 + 0,206 + 0,179 + 0,414 = 1,064%.

Так как ?U?Ф10-05 < ?Uмакс. доп (<10%), следовательно выбранное сечение проводов выбрано правильно.

Аналогично рассчитываем сечения проводов и потери напряжения на других участках и заносим в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 Мощности на участках линии, сечения проводов и потери напряжения в линии

Расчетный участок	Sэкв, кВА	Sрасч, кВА	Марка Провода	Cos?	?Uуд, %, · 10-3	kО	Длина l, км	?U, %
								на участке	от начала
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Ф10-01
0 - 1	5067,7	3547,3	АС-70	0,85	0,561	0,7	1,3	1,64	1,64
1 - 3	4961	3472,7	АС-70	0,85	0,561	0,7	1,3	1,61	3,25
3 - 5	4444	3110,8	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,7	0,77	4,03
5 - 6	4400,5	3080,3	АС-70	0,85	0,561	0,7	1,7	1,87	5,9
6 - 7	4335,5	3034,8	АС-70	0,85	0,561	0,7	1,2	1,3	7,207
7 - 10	4032	2822,4	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,2	0,2	7,41
10 - 11	3857	2700	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,2	0,192	7,602
11 - 12	3682	2577,4	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,2	0,1841	7,78
12 - 13	3570	2499	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,2	0,1785	7,96
13 - 15	2397,5	1678,2	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,8	0,4795	8,444
15 - 17	2222,5	1555,7	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,3	0,166	8,61
17 - 18	2047,5	1433,2	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,5	0,256	8,86
18 - 19	1977,5	1384,2	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,4	0,197	9,06
19 - 21	2043,7	1430,6	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,4	0,204	9,26
21 - 22	570,85	1168,1	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,7	0,293	9,56
22 - 26	928	649,6	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,3	0,197	-
26 - 27	848	593,6	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,2	0,12	-
27 - 28	688,5	481,95	АС-70	0,85	0,561	0,7	1	0,488	-
28 - 29	369	258,3	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,5	0,13	-
22 - 23	853	597,1	АС-70	0,85	0,561	0,8	0,1	0,0213	9,58
23 - 24	637,5	446,2	АС-70	0,85	0,561	0,8	0,2	0,223	9,8
24 - 25	450	315	АС-70	0,85	0,561	0,8	0,3	0,0337	9,84
7 - 8	433,5	258,3	АС-70	0,85	0,561	0,85	1	0,307	-
8 - 9	369	303,45	АС-70	0,85	0,561	0,85	0,3	0,078	-
3 - 4	720	504	АС-70	0,85	0,561	0,9	1,2	0,613	-
Ф10-02
0 - 1	3077	4396	АС-70	0,85	0,561	0,7	4,1	3,24	3,24
1 - 2	2955	4221	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,5	0,38	3,624
2 - 3	2759	3941,7	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,2	0,14	3,766
3 - 4	2710	3871,7	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,8	0,55	4,324
4 - 6	1789	2555,7	АС-70	0,85	0,561	0,7	1,7	0,782	5,106
6 - 9	1666,5	2380,7	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,8	0,942	6,048
9 - 10	1617,5	2310,7	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,4	0,166	6,215
10 - 16	1463	2090	АС-70	0,85	0,561	0,7	2,2	0,827	7,043
16 - 18	1269,2	1813,2	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,7	0,2284	7,271
18 - 19	1216,7	1738	АС-70	0,85	0,561	0,7	1	0,312	7,584
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
19 - 20	1069,7	1528	АС-70	0,85	0,561	0,8	1,1	0,3025	7,887
20 - 21	929,7	1328	АС-70	0,85	0,561	0,8	0,3	0,0717	7,95
21 - 22	746	1065	АС-70	0,85	0,561	0,8	2,3	0,4412	8,4
22 - 24	716,3	1023	АС-70	0,85	0,561	0,85	4	0,736	9,136
24 - 26	684,2	977,5	АС-70	0,85	0,561	0,85	1,7	0,545	9,682
26 - 27	535,5	765	АС-70	0,85	0,561	0,85	0,5	0,068	9,75
27 - 28	479,5	685	АС-70	0,85	0,561	0,9	0,1	0,012	9,763
4 - 11	996,8	1424	АС-70	0,85	0,561	0,8	2,5	1,99	-
11 - 13	772,8	1104	АС-70	0,85	0,561	0,8	6,2	3,83	-
13 - 14	761,6	1088	АС-70	0,85	0,561	0,8	2,9	1,77	-
Ф10-04
0 - 1	1101,8	1574	АС-70	0,85	0,561	0,8	0,6	0,529	0,53
1 - 2	1081,3	1544,7	АС-70	0,85	0,561	0,8	0,6	0,52	1,05
2 - 3	1025,3	1464,7	АС-70	0,85	0,561	0,8	0,5	0,41	1,46
3 - 4	801,3	1144,7	АС-70	0,85	0,561	0,8	4,5	2,89	4,35
4 - 5	788,13	1126	АС-70	0,85	0,561	0,8	3,1	1,958	6,308
5 - 10	168,35	240,5	А-50	0,85	0,71	0,8	1,6	0,273	6,581
10 - 11	166,74	238,2	А-50	0,85	0,71	0,8	2	0,338	6,92
11 - 12	152,39	217,7	А-50	0,85	0,71	0,8	2,1	0,324	7,244
12 - 13	130	185,7	А-50	0,85	0,71	0,85	5,3	0,698	7,943
13 - 14	122,15	174,5	А-50	0,85	0,71	0,85	1,6	0,198	8,141
14 - 15	113,05	161,5	А-50	0,85	0,71	0,85	1,4	0,16	8,302
15 - 16	56,7	81	АС-35	0,85	0,875	0,9	2	0,1417	8,443
16 - 16,1	35	50	АС-35	0,85	0,875	1	2	0,0875	8,531
5 - 6	688,78	983,97	А-50	0,85	0,71	0,7	0,2	0,139	-
6 - 7	688,6	983,7	А-50	0,85	0,71	0,7	0,5	0,349	-
7 - 8	684,25	977,5	А-50	0,85	0,71	0,7	0,25	0,1735	-
8 - 9	567	810	А-50	0,85	0,71	0,7	1,2	0,69	-
Ф10-05
0 - 1	553,1	790,23	АС-70	0,85	0,561	0,8	0,3	0,133	0,133
1 - 2	413,16	590,23	АС-70	0,85	0,561	0,8	0,4	0,1324	0,2654
2 - 3	343,5	490,7	АС-70	0,85	0,561	0,85	0,75	0,206	0,4714
3 - 4	262,5	375,23	АС-70	0,85	0,561	0,9	0,85	0,179	0,6504
4 - 5	258,3	369	АС-70	0,85	0,561	0,9	2	0,414	1,064
Ф10-09
0 - 1	3151	4502	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,2	1,755	1,755
1 - 3	3102	4432	АС-70	0,85	0,561	0,7	2,1	1,728	3,484
3 - 6	2588	3697	АС-70	0,85	0,561	0,7	3,3	0,776	4,26
6 - 9	2416,4	3452	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,3	1,76	6,021
9 - 10	2220,4	3172	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,5	1,1419	7,163
10 - 11	2035	2907	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,5	0,1744	7,337
11 - 13	1902	2717	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,7	0,163	7,5
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
13 - 19	1403,5	2005	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,95	0,12	7,62
19 - 20	1298,5	1855	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,2	0,111	7,732
20 - 21	1204	1720	АС-70	0,85	0,561	0,7	2,5	0,412	8,144
21 - 25	1040	1485,8	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,5	0,133	8,278
25 - 26	967,2	1381,8	АС-70	0,85	0,561	0,7	1	0,207	8,485
26 - 27	687,2	981,8	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,4	0,117	8,603
27 - 28	597,66	853,8	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,4	0,102	8,706
28 - 29	508,06	725,8	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,5	0,152	8,858
29 - 30	299,81	428,3	АС-50	0,85	0,71	0,7	0,6	0,03	8,889
30 - 31	158	225,8	АС-50	0,85	0,71	0,7	2,4	0,224	9,113
31 - 32	44,1	63	АС-35	0,85	0,875	0,7	0,21	0,016	9,129
21 - 22	194,6	278	АС-50	0,85	0,71	0,8	2,7	0,039	-
22 - 23	149,1	213	АС-50	0,85	0,71	0,8	1,3	0,151	-
23 - 24	121	173	АС-50	0,85	0,71	0,8	1,6	0,061	-
13 - 14	812	1160	АС-50	0,85	0,71	0,8	1,1	0,78	-
14 - 15	624,7	892,5	АС-50	0,85	0,71	0,8	0,1	0,5	-
15 - 16	409,5	585	АС-50	0,85	0,71	0,8	0,1	0,098	-
Ф10-10
0 - 2	2183,2	3118,9	АС-70	0,85	0,561	0,7	4,44	7,76	7,76
2 - 3	1533,3	2190,4	АС-70	0,85	0,561	0,75	0,3	0,368	8,137
3 - 4	1365,3	1950,4	АС-70	0,85	0,561	0,75	0,1	0,109	8,246
4 - 7	692,23	989	АС-70	0,85	0,561	0,8	0,5	0,277	8,524
7 - 8	435,68	622,4	АС-70	0,85	0,561	0,85	0,8	0,279	8,803
8 - 9	407,7	582,4	АС-70	0,85	0,561	0,85	1,4	0,4574	9,26
9 - 11	348,2	497,4	АС-70	0,85	0,561	0,85	0,2	0,055	9,316
11 - 12	184,03	262,9	АС-70	0,85	0,561	0,9	0,1	0,014	9,331
4 - 5	761,6	1088	АС-70	0,85	0,561	0,8	2,2	1,342	-
Ф10-11
0 - 3	3504	5006	АС-70	0,85	0,561	0,7	1,5	2,027	2,027
3 - 6	3294	4706	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,6	0,762	2,78
6 - 20	1832,6	2618	АС-70	0,85	0,561	0,7	1,4	0,98	3,77
20 - 21	1754	2506	АС-70	0,85	0,561	0,75	2	1,353	5,132
21 - 22	1631	2331	АС-70	0,85	0,561	0,75	0,2	0,125	5,258
22 - 23	1614	2306	АС-70	0,85	0,561	0,75	0,4	0,249	5,507
23 - 24	1482	2118,5	АС-70	0,85	0,561	0,75	1	0,571	6,079
24 - 26	1351	1931	АС-70	0,85	0,561	0,8	4,4	3,023	9,1
26 - 30	571	816	АС-70	0,85	0,561	0,8	1,4	0,088	9,19
30 - 32	217,7	311	АС-70	0,85	0,71	0,8	0,4	0,154	9,34
32 - 33	165,2	236	А-50	0,85	0,71	0,8	0,7	0,033	9,37
33 - 34	109,2	156	А-50	0,85	0,71	0,85	0,2	0,088	9,46
34 - 35	53,2	76	А-50	0,85	0,71	0,85	0,8	0,079	9,54
35 - 36	38,67	55,25	АС-35	0,85	0,875	0,85	1,2	0,12	9,668
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
36 - 37	22,05	31,5	АС-35	0,85	0,875	0,9	2,5	0,0055	9,674
26 - 27	868	1240	АС-35	0,85	0,875	0,85	0,2	0,34	-
27 - 28	644	920	АС-35	0,85	0,875	0,85	0,01	0,051	-
28 - 29	446,2	637,5	АС-70	0,85	0,561	0,85	0,5	0,053	-
6 - 7	2147	3067	АС-70	0,85	0,561	0,75	0,1	3,2	-
7 - 8	2063	2947	АС-70	0,85	0,561	0,75	0,15	0,8	-
8 - 9	2010	2872	АС-70	0,85	0,561	0,75	0,8	0,203	-
9 - 10	1748	2497	АС-70	0,85	0,561	0,75	1,5	0,7	-
10 - 13	1617	2310	АС-70	0,85	0,561	0,75	0,4	1,31	-
13 - 14	1407	2010	АС-70	0,85	0,561	0,8	0,1	0,42	-
14 - 15	1354	1935	АС-70	0,85	0,561	0,8	0,4	0,13	-
15 - 18	714	1020	АС-70	0,85	0,561	0,85	0,2	0,14	-
15 - 16	554,4	792	АС-70	0,85	0,561	0,85	0,3	0,112	-
15 - 17	315	450	АС-70	0,85	0,561	0,85	0,3	0,09	-
Ф10-12
0 - 1	175	250	АС-35	0,85	0,875	1	1,7	0,3718	0,3718
Ф10-13
0 - 1	2478	3540	АС-70	0,85	0,561	0,7	4,1	4,35	4,35
1 - 13	2447	3496	АС-70	0,85	0,561	0,7	2	2,097	6,452
13 - 2	1960	2801	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,15	0,12	6,578
2 - 3	1795	2565	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,3	0,23	6,809
3 - 4	1664	2377,5	АС-70	0,85	0,561	0,7	1,6	0,213	7,022
4 - 5	452,2	646	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,2	0,038	7,061
5 - 6	220,5	315	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,5	0,0472	7,109
4 - 7	1349,6	1928	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,6	0,648	-
7 - 8	644	920	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,3	0,154	-
8 - 9	535,5	765	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,3	0,128	-
9 - 10	406	580	АС-70	0,85	0,561	0,7	0,4	0,13	-

3. Расчёт токов короткого замыкания в узловых точках схемы

Коротким замыканием (к.з.) называется всякое непредусмотренное нормальным режимом работы замыкание между токоведущими частями, принадлежащими различным фазам, а в системах с заземленной нейтралью (или четырехпроводных) также замыкание одной или нескольких фаз на землю (или на нулевой провод).

В системах с изолированной нейтралью замыкание на землю одной из фаз не является коротким замыканием. Однако одновременное замыкание на землю двух разных фаз и в системах с изолированной нейтралью есть двухфазное короткое замыкание через землю.

Расчет токов короткого замыкания необходим для выбора аппаратуры и проверки элементов электроустановок (шин, изоляторов, кабелей и т.д.) на электродинамическую и термическую устойчивость, проектирования и наладки релейной защиты, выбора средств и схем грозозащиты, выбора и расчета токоограничивающих и заземляющих устройств.

Для расчета токов короткого замыкания приведена расчетная схема на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 Расчетная схема токов короткого замыкания

На основе расчетной схемы составляем схему замещения для определения значений сопротивлений, входящих в нее. При составлении схемы замещения для электроустановок напряжением выше 1000 В учитываем индуктивные сопротивления электрооборудования. Активное сопротивление трансформатора учитывается в том случаи, когда номинальная мощность трансформатора менее 400 кВА.

Схема замещения выполнена в однолинейном исполнении и путем соответствующего преобразования приведена к простейшему виду для определения результирующего сопротивления относительно точки короткого замыкания.

Схема замещения изображена на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 Схема замещения для определения токов короткого замыкания

Таблица 3.1 Исходные данные для расчета токов короткого замыкания

Вид линии	Длина линии	Марка проводника
ВЛ-10 кВ №1	L1 = 24,42 км	АС-70
ВЛ-10 кВ №2	L2 = 59,49 км	АС-70
ВЛ-10 кВ №4	L4 = 39,71 км	АС-70
ВЛ-10 кВ №5	L5 = 5,9 км	АС-70
ВЛ-10 кВ №9	L9 = 51,16 км	АС-70
ВЛ-10 кВ №10	L10 = 18,67 км	АС-70
ВЛ-10 кВ №11	L11 = 43,64 км	АС-70
ВЛ-10 кВ №12	L12 = 1,7 км	АС-35
ВЛ-10 кВ №13	L13 = 11,71 км	АС-70

Определяем сопротивление элементов схемы.

Определяем сопротивление системы:

,

где - среднее номинальное напряжение на высокой стороне, В;

- ток короткого замыкания в точке присоединения к системе, А.

По данным «МРСК Центра» - «Костромаэнерго» =2500 А.

(Ом).

Приводим сопротивление системы к напряжению 10 кВ по формуле:

,

где - среднее номинальное напряжение на низкой стороне, кВ;

(Ом).

Определяем сопротивление трансформаторов по формуле:

,

где - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

- номинальная мощность трансформатора, МВА;

(Ом).

Определяем суммарное сопротивление элементов при коротком замыкании в точке К2 по формуле:

 ;

(Ом).

Определяем активное и индуктивное и полное сопротивление линий напряжением 10 кВ:

Rл1=;

где Ro - удельное активное сопротивление провода; для провода АС-70 принимаем Ro=0,42 Ом/км [15];

L1=24,42 км - длинна линии 10 кВ.

Rл1= Ом;

Хл1=;

где Хo - удельное реактивное сопротивление провода; для провода АС-70 принимаем Хо=0,341 Ом/км [15].

Хл1= Ом;

Zл1 = ;

Zл1 = Ом.

Определяем результирующее сопротивление до точки короткого замыкания:

Zрез1= Z + Zл1;

Zрез1= 2,0575 +13,2=15,26 (Ом).

Определяем ток трехфазного короткого замыкания в точке К2 по формуле:

;

(кА).

Определяем ток трехфазного короткого замыкания в точке К3 по формуле:

;

(кА).

Определяем ударный ток трехфазного короткого замыкания в точке К1:

,

где - ток трёхфазного короткого замыкания, кА;

- ударный коэффициент [7].

=1,8 - для сетей 110 кВ;

=1,2 - при коротких замыканиях в сетях 10 кВ.

(кА).

Определяем значения теплового действия тока трехфазного короткого замыкания.

Учитывая, что подстанция питается от централизованной энергосистемы и короткие замыкания, происходящие на ней, находятся на удаленных участках от источника, тепловой импульс тока трехфазного короткого замыкания определяем по формуле:

,

где Iк - ток трехфазного короткого замыкания, кА;

tрз - время срабатывания релейной защиты, с;

tрз = 0,05 при 35...110 кВ; tрз = 0,1 при 0,4...10 кВ;

Ta - время затухания апериодической составляющей тока трехфазного КЗ, с;

Ta = 0,04 при 35...110 кВ; Ta = 0,01 при 0,4...10 кВ.

Определяем значение теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания в точке К1:

кА·с2

Для точек К2, К3, К4, К5, К6, К7, К8, К9, К10, К11 расчёты аналогичные.

Результаты расчета токов короткого замыкания сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 Результаты расчета токов короткого замыкания

Место КЗ	Точка КЗ	Iкз(3),кА	iу.к(3),кА	Bк, кА?·с
Шины 110 кВ	К1	2,5	6,36	0,56
Шины 10 кВ	К2	2,95	5	0,957
ВЛ № 10-01	К3	0,397	0,67	0,016
ВЛ № 10-02	К4	0,177	0,3	0,003
ВЛ № 10-04	К5	0,257	0,437	0,0072
Место КЗ	Точка КЗ	Iкз(3),кА	iу.к(3),кА	Bк, кА?·с
ВЛ № 10-05	К6	1,15	1,96	0,1467
ВЛ № 10-09	К7	0,203	0,345	0,0045
ВЛ № 10-10	К8	0,498	0,846	0,027
ВЛ № 10-11	К9	0,236	0,4	0,0061
ВЛ № 10-12	К10	1,72	2,93	0,328
ВЛ № 10-13	К11	0,722	1,225	0,057

4. Выбор силового оборудования

4.1 Расчёт трансформаторов на подстанции «Судиславль»

Со времени введения подстанции 110/10 кВ «Судиславль» в эксплуатацию 39 лет назад, электрическая сеть, питающая потребители, значительно изменилась. Изменились нагрузки потребителей. Так же изменились токи короткого замыкания. А оборудование, установленное на подстанции, исчерпало свой ресурс 18 лет назад. Исходя из, всего выше перечисленного возникает вопрос о необходимости реконструкции подстанции.

Исходные данные

Данные замеры подстанции 110/10 кВ «Судиславль» произведены в дни зимнего максимума нагрузки во время проведения режимного дня 22.12.10г.

Таблица 4.1.1 Электрические нагрузки потребителей ПС «Судиславль»

№ фидера	Напряжение, кВ	Ток, А
1 секция шин 10 кВ
10-01	10,7	110
10-02	10,7	40
10-04	10,7	10
10-05	10,7	8
10-06	10,7	10
2 секция шин 10 кВ
10-09	10,7	60
10-10	10,7	60
10-11	10,7	55
10-12	10,7	15
10-13	10,7	60

Определяем общий суммарный ток:



(А)

Определяем полную мощность нагрузки:

(кВА)

По данным замера в режимный день от 22 декабря 2010 года, наибольшая мощность нагрузки составляет 7,932 МВА.

Часовые потребления нагрузок сведены в таблицу 4.1.2

Таблица 4.1.2 Ведомость замеров нагрузки за 22 декабря 2010 года

Время суток, час.	Напряжение, кВ	Ток, А	Мощность, кВА
1	10,7	383	7098,117
2	10,7	388	7190,782
3	10,7	391	7246,381
4	10,7	393	7283,447
5	10,7	397	7357,578
6	10,7	399	7394,644
7	10,7	401	7431,710
8	10,7	403	7468,776
9	10,7	405	7505,842
10	10,7	408	7561,442
11	10,7	411	7617,039
12	10,7	413	7654,105
13	10,7	418	7746,770
14	10,7	421	7802,369
15	10,7	428	7932,099
16	10,7	426	7895,034
17	10,7	423	7839,435
18	10,7	421	7802,369
19	10,7	419	7765,303
20	10,7	417	7728,237
21	10,7	415	7691,171
22	10,7	410	7598,507
23	10,7	402	7450,243
24	10,7	398	7376,111

4.2 Выбор числа и мощности трансформаторов

Подстанция «Судиславль» питает помимо потребителей второй, третьей категории, потребители первой категории по надёжности электроснабжения. К ним относятся: электроприёмники, перерыв в электроснабжении которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, массовую гибель животных, ущерб экологии и т.п. Питание этих электроприёмников, согласно ПУЭ, должно обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания и перерыв в электроснабжении допущен на время автоматического восстановления питания.

Проверка трансформаторов на систематическую перегрузку

Номинальная мощность трансформаторов определяется по условию [5]:

,

где n - число трансформаторов на подстанции (n=2);

0,7 - нормируемый коэффициент загрузки.

кВА;

6300 кВА > 5665,7 кВА.

Принимаем к установке два трансформатора, типа ТМН-6300/110, для обеспечения требуемой надежности электроснабжения.

Технические данные трансформатора приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Технические данные трансформатора

Тип трансформатора	Номинальная мощность, S МВ·А	Напряжение обмотки, кВ	Потери, кВт	uк, %	Iх, %
		ВН	НН	?Рхх	?Ркз
ТМН-6300/110	6,3	115	11	11,5	44	10,5	0,8

Проверка трансформаторов на аварийную перегрузку

Аварийная перегрузка подразумевает, что в работе остаётся только один трансформатор, при этом часть мощности, определяемая суточным графиком нагрузки подстанции, может не даваться потребителям. При таком режиме трансформатор работает с перегрузкой. Аварийная перегрузка определяется предельно допустимыми обмотками (140?С - 110кВ и 160?С для остальных трансформаторов) и температурой масла в верхних слоях (115?С). Аварийные перегрузки вызывают повышенный износ витковой изоляции, что может привести к сокращению нормированного срока службы трансформатора, если повышенный износ в последствии не компенсирован нагрузкой с износом изоляции ниже нормального.

Допускается аварийная перегрузка трансформаторов на 30%, если коэффициент начальной нагрузки был не более 0.93, в течении не более 5 суток на время максимумов нагрузки общей продолжительностью не более 6 часов в сутки, при этом рекомендуется принять все меры для усиления охлаждения трансформаторов.

Тогда коэффициент допустимой перегрузки трансформатора .

Проверка трансформатора ТМН-6300/110:

,

где - допустимый коэффициент перегрузки трансформатора [19].

(МВА)

8,19 МВА 7,932 МВА.

В аварийном режиме трансформатор 6,3 МВА на 25%.

Для обеспечения работы в аварийном режиме, должны быть произведены отключения наименее ответственных потребителей до снижения аварийной перегрузки до номинальной мощности трансформатора.

4.3 Выбор схемы электрических соединений подстанции

Схема электрических соединений подстанции зависит от ряда факторов:

1) типа подстанции (тупиковая, отпаечная, транзитная, узловая)

2) количество присоединений на каждом напряжении.

Схема должна удовлетворять следующим требованиям [5]:

1) требование экономичности;

2) надежность;

3) она должна обеспечивать требуемое количество электроэнергии;

4) безопасность обслуживания;

5) учитывать перспективу развития питаемых потребителей.

Нормы технологического проектирования стандартных подстанций в зависимости от величины номинального напряжения и типа подстанции, рекомендуют в каждом отдельном случае вполне определенные схемы.

Понижающая подстанция 110/10 кВ «Судиславль» является транзитной, схема ее электрических соединений - «схема мостика с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов».

4.4 Выбор схемы собственных нужд подстанции

Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования и ряда других факторов. Наименьшее количество потребителей собственных нужд на подстанциях, выполненных по упрощенным схемам, без синхронных компенсаторов, без постоянного дежурства. Это электродвигатели обдува трансформаторов, обогрева приводов QR и QN, шкафов КРУН, а также освещение подстанции.

Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам собственных нужд с учетом коэффициентов загрузки и одновременности, при этом отдельно учитываются летняя и зимняя нагрузки, а также нагрузка в период ремонтных работ на подстанции [19].

При проектировании можно по ориентировочным данным (см. таблицу 4.4) определить основные нагрузки собственных нужд подстанции Руст, кВт. Приняв для двигательной нагрузки cos? = 0.85, определяют Qуст и расчетную нагрузку:

, (4.4.1)

где kc - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. В ориентировочных расчетах можно принять kc = 0.8 [19].

Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается при двух трансформаторах собственных нужд на подстанции с постоянным дежурством:

, (4.4.2)

где n - число трансформаторов собственных нужд (n=2);

0,7 - нормируемый коэффициент загрузки.

Предельная мощность каждого трансформатора собственных нужд должна быть не более 630 кВ•А.

Два трансформатора собственных нужд устанавливаются на всех двухтрансформаторных подстанциях 35 - 750 кВ [19].

Таблица 4.4 Потребители собственных нужд подстанций

Вид потребителя	Мощность на единицу, кВт	Количество, шт.	Суммарная мощность ( кВт)
Подогрев шкафов КРУН и КРУ - 10 кВ	1	13	13
Подогрев приводов разъединителей, отделителей и короткозамыкателей	0,6	32	19.2
Подогрев выключателей и приводов: ВМУЭ - 35Б - 25 ВМТ - 110 Б	4.4 15.8	7 1	30.8 15.8
Отопление, освещение и вентиляция: ОПУ	100	1	60
Освещение ОРУ - 110 кВ	2	1	2

Суммарная мощность потребителей собственных нужд подстанции:

Рс.н. = 13 + 19.2 + 30.8 + 15.8 + 60 + 2 = 140,8 кВт

Определим полную мощность потребителей собственных нужд подстанции:

;

кВА

Расчетная нагрузка собственных нужд, по (4.4.1):

Sрасч = 0,8165,6 = 132,48 кВА

Мощность трансформатора собственных нужд выбирается по условию(4.4.2):

;

кВА

Выбираем два трансформатора ТМ - 100 / 10 Sном = 100 кВА.

Трансформаторы собственных нужд присоединяются отпайкой к вводам 10кВ главных трансформаторов. Это необходимо для возможности управления выключателями 10 кВ при полной потере напряжения на шинах 10 кВ.

Шины 0,4 кВ секционируются и оборудуются устройством АВР. Питание оперативных цепей переменного тока осуществляется от шин собственных нужд через стабилизаторы с напряжением на выходе 220 В.

4.5 Выбор оборудования трансформаторной подстанции

Надежная и экономическая работа электрических аппаратов и токоведущих частей может быть обеспечена лишь при их правильном выборе по условиям работы как в длительном режиме, так и в режиме короткого замыкания.

Для длительного режима аппараты и проводники выбирают по номинальному напряжению, допускаемому нагреву при длительном протекании тока, конструктивному исполнению, роду установки и условиям окружающей среды.

К оборудованию подстанций должны предъявляются требования:

1. Необходимая прочность изоляции для надежной работы в длительном режиме и при кратковременных перенапряжениях.

Для выбора изоляции необходимо учитывать условия ее работы, номинальные и наибольшие рабочие напряжения электроустановки и рассмотреть средства защиты изоляции от перенапряжения.

2. Допустимый нагрев токами длительных режимов. Расчетные рабочие токи присоединения в нормальном и форсированном режимах не должны превышать номинальный длительный ток аппарата.

3. Устойчивость в режиме короткого замыкания. В установках напряжением выше 1000 В по режиму короткого замыкания следует проверять: электрические аппараты, проводники, опорные и несущие конструкции для них. Проверка проводится на термическую и динамическую устойчивость к воздействию токов короткого замыкания.

4. Достаточная механическая прочность.

5. Соответствие окружающей среде и роду установки.

6. Технико-экономическая целесообразность.

Для выбора аппаратуры необходимо знать номинальные и максимальные рабочие токи на сторонах ВН и НН.

1) Определим номинальный ток на стороне 110 кВ:

;А (4.5.1)

2) Определим максимальный рабочий ток на стороне 110 кВ:

; А (4.5.2)

3) Определим номинальный ток на стороне 10 кВ:

;А (4.5.3)

4) Определим максимальный рабочий ток на стороне 10 кВ:

; А (4.5.4)

где Sном - номинальная мощность трансформатора, кВА;

Uном - номинальное напряжение, кВ;

cos ? - коэффициент мощности.

4.6 Выбор высоковольтной аппаратуры

Выбор выключателей на стороне 110 кВ

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения цепей высокого напряжения в нормальных и аварийных режимах.

Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания и включение на существующее короткое замыкание.

К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования [19]:

надёжное отключение токов любой величины от десятков ампер до номинального тока отключения;

быстрота действия, т.е. наименьшее время отключения;

пригодность для автоматического повторного включения, т.е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;

возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110 кВ;

удобство ревизии и осмотра контактов и механической части;

взрыво и пожаробезопасность;

удобство транспортировки и обслуживания.

Высоковольтные выключатели должны длительно выдерживать номинальный ток и номинальное напряжение .

Выбор выключателей производится по важнейшим параметрам[19]:

по напряжению установки ; (4.6.1)

по длительному току ; (4.6.2)

по отключающей способности.

Номинальный ток на стороне 110 кВ: А;

По данным условиям (4.6.1 и 4.6.2) выбираем вакуумный выключатель ВБЭ-110, со следующими номинальными данными:

Номинальное напряжение кВ;

номинальный ток А;

номинальный ток отключения кА;

ток электродинамической стойкости кА;

действующее значение тока электродинамической стойкости кА;

предельный ток термической стойкости кА;

время протекания тока термической стойкости с;

полное время отключения выключателя с;

собственное время отключения выключателя с;

привод встроенный.

Производим проверку выбранного выключателя.

По напряжению установки:

(кВ) условие (4.6.1) выполняется.

По току:

(А) < (А) условие (4.6.2) выполняется.

Производим проверку на симметричный ток отключения по условию:

;

(кА) < (кА) условие выполняется.

По электродинамической стойкости:

, ,

где - ударный ток на стороне 110 кВ, кА;

- наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу;

- действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока короткого замыкания.

(кА) < (кА) условие выполняется.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу тока короткого замыкания:

,

где - тепловой импульс тока короткого замыкания, ;

- ток трехфазного короткого замыкания, кА;

- время короткого замыкания, с.

Определяем время действия короткого замыкания:

,

где - время отключения короткого замыкания, с;

- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания.

,

где - время действия релейной защиты, с.

(с);

;

;

<

условие выполняется.

Параметры данного вакуумного выключателя соответствуют режиму работы установки.

Выбор разъединителей на стороне 110 кВ

Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения электрических цепей напряжением выше 1000 В без нагрузки и для создания в них видимого разрыва.

Разъединители выбираем по конструктивному исполнению, роду установки и номинальным характеристикам (напряжение, длительный ток, устойчивость к действию токов короткого замыкания) [19].

По напряжению установки

;

по длительному току

;

по конструкции, роду установки;

по электродинамической стойкости

, ,

где , - предельный сквозной ток к.з. (амплитуда и действующее значение);

по термической стойкости

.

Выбираем разъединитель типа РНД (3) 110/1000У1 - разъединитель для наружной установки, двухколоночный с заземлителем, привод типа ПР-У1:

Номинальное напряжение кВ;

номинальный ток А;

амплитуда предельного сквозного тока к.з. кА;

предельный ток термической стойкости кА;

время протекания тока термической стойкости с.

Производим проверку выбранного разъединителя.

По напряжению установки:

(кВ) условие выполняется;

по току:

(А) < (А) условие выполняется;

по электродинамической стойкости:

(кА) < (кА) условие выполняется;

по термической стойкости:

< условие выполняется.

Параметры выбранного разъединителя соответствуют режиму работы электроустановки. Остальные разъединители выбираем аналогично, все той же марки.

Выбор отделителей

Отделители служат для автоматического отключения поврежденного участка линии после искусственного короткого замыкания перед ее повторным включением.

Отделители выбираем по конструктивному исполнению, роду установки и номинальным характеристикам (напряжение, длительный ток, устойчивость к действию токов короткого замыкания) [19].

Исходя из условий, перечисленных выше, выбираем отделитель типа ОДЗ-110/1000 с приводом ПРО-1У1.

Номинальное напряжение кВ;

номинальный ток А;

амплитуда предельного сквозного тока к.з. кА;

предельный ток термической стойкости кА;

время протекания тока термической стойкости с.

Производим проверку выбранного отделителя.

По напряжению установки:

(кВ) условие выполняется;

по току:

(А) < (А) условие выполняется;

по электродинамической стойкости:

 (кА) < (кА) условие выполняется;

по термической стойкости:

< условие выполняется.

Параметры выбранного отделителя соответствуют режиму работы электроустановки.

Выбор короткозамыкателя

Короткозамыкатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для создания искусственного короткого замыкания в электрической цепи.

Короткозамыкатели выбираются по тем же условиям, что разъединитель и отделитель, но без проверки по току нагрузки.

Исходя из этих условий, выбираем короткозамыкатель типа КЗ-110Б-У1 с приводом ПРК-1У1:

Номинальное напряжение кВ;

амплитуда предельного сквозного тока к.з. кА;

предельный ток термической стойкости кА;

время протекания тока термической стойкости с.

Производим проверку выбранного короткозамыкателя.

По напряжению установки:

(кВ) условие выполняется;

по электродинамической стойкости:

 (кА) < (кА) условие выполняется;

по термической стойкости:

< условие выполняется.

Параметры выбранного короткозамыкателя соответствуют режиму работы электроустановки.

Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ

Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы тока выбираем по номинальному напряжению, номинальному току первичной цепи, роду установки, конструкции, классу точности, номинальной мощности вторичной цепи и проверяют на электродинамическую и термическую устойчивость при протекании сквозных токов короткого замыкания [19].

Выбираем трансформатор тока наружной установки ТФЗМ-110Б-1У1 50/5:

Номинальное напряжение кВ;

номинальный первичный ток (А);

номинальный вторичный ток (А);

класс точности - 0,5;

ток электродинамической стойкости (кА);

предельный ток термической стойкости (кА);

время протекания тока термической стойкости с.

Производим проверку выбранного трансформатора тока.

По напряжению установки:

;

= (кВ) условие выполняется.

По номинальному току первичной цепи:

;

(А) < (А) условие выполняется.

По электродинамической стойкости:

, ,

где - кратность электродинамической стойкости по каталогу.

(кА) < (кА) условие выполняется.

По термической стойкости:

; ,

где - кратность термической стойкости по каталогу.

< условие выполняется.

По вторичной нагрузке:

,

где - вторичная нагрузка трансформатора тока;

- номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому .

Вторичная нагрузка:

,

где - сопротивление приборов;

- сопротивление соединительных проводов;

- переходное сопротивление контактов, Ом [19].

Сопротивление приборов определяется по выражению:

, (4.6.3)

где - мощность, потребляемая приборами;

- вторичный номинальный ток прибора.

Сопротивление соединительных проводов определяется по выражению:

. (4.6.4)

Таблица 4.6 Вторичная нагрузка трансформатора тока на стороне 110 кВ

Прибор	Тип	Нагрузка, ВА, фазы
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0.5	0.5	0.5
Итого		0.5	0.5	0.5

Определяем сопротивление приборов по формуле (4.6.3):

(Ом).

Определяем сопротивление соединительных проводов по формуле (4.6.4):

(Ом).

Определяем сечение соединительных проводов:

,

где - удельное сопротивление материала провода, для проводов с алюминиевыми жилами Ом•мм2м [19];

- расчетная длина, для РУ 110 кВ м [19].

(мм2).

В качестве соединительных проводов выбираем контрольный кабель АКРВГ сечением 4 мм2 [19]. По условию прочности сечение не должно быть меньше 4 мм2 для алюминиевых жил [18].

Выбор трансформаторов напряжения на стороне 110 кВ

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторы напряжения выбираем по номинальному напряжению установки, роду установки, типа, конструкции, классу точности и вторичной нагрузке. На действие токов короткого замыкания трансформаторы напряжения не проверяются.

Выбираем трансформатор напряжения для наружной установки с заземленной первичной обмоткой типа НКФ-110-58У1:

Номинальное напряжение кВ;

номинальное напряжение первичной обмотки кВ;

номинальное напряжение основной вторичной обмотки В;

номинальное напряжение дополнительной обмотки В;

номинальная мощность ВА;

класс точности - 0,5.

Производим проверку выбранного трансформатора напряжения.

По напряжению установки:

;

= (кВ) условие выполняется.

По вторичной нагрузке:

,

где - номинальная мощность в выбранном классе точности;

- нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА.

S2ном S2расч; (4.6.5)

S2расч=Sприб+Sреле.

Во вторичную цепь ТН включены: вольтметр Sном=2,5 (ВА); 19

цепи РЗА Sном=42 (ВА); 19

S2расч=2,5+42=44,5 (ВА);

S2ном =400 S2расч=44,5 (ВА), условие (4.6.5) выполняется.

Параметры выбранных трансформаторов напряжения соответствуют режиму работы установки.

Для второй линии выбор и проверка аналогична.

Выбор сечения сборных шин ОРУ-110 кВ

Выбор сечения сборных шин производим по нагреву с проверкой на термическую и динамическую устойчивость к токам короткого замыкания.

Для распределительных устройств напряжением 110 кВ и выше во избежание коронирования применяются шины круглого сечения или многожильные провода той же марки, что и провода воздушных линий, подходящих к распределительному устройству.

Для сборных шин выбираем провод АС-185 (как и на ВЛ-110 кВ).

На термодинамическую устойчивость шины выполнены многожильными проводами, как и воздушные ЛЭП не проверяются.

По кривым для определения температуры нагрева токоведущих частей при коротких замыканиях 19 находим термический импульс, соответствующий температуре шины 70С-допустимая температура их нагрева 19.

Ан= сек.

Определяем термический импульс тока короткого замыкания по формуле:

Ак.з.=,

где Sпр. - сечение проводника, ;

tп - приведенное время короткого замыкания, сек.;

Ак.з.= сек.

Определяем конечный термический импульс при к.з.:

Ак=Ан+Ак.з.= сек.

Для найденного значения Ак по кривой нагрева для алюминия при к.з. находим tрасч=125С. Кратковременная допускаемая температура для алюминиевых шин tк.доп=200С 19.

125 200 - условие выполняется.

Сечение сборных шин ОРУ-110 кВ соответствует рабочему режиму электроустановки и сможет выдержать аварийный режим работы.

Выбор опорных изоляторов ОРУ-110 кВ

Изоляторы выбираем исходя из номинального напряжения, вида и места установки, типа и допустимой механической нагрузке. Проверяем изолятор на электродинамическую устойчивость.

Выбираем опорные стержневые фарфоровые изоляторы на напряжение 110кВ, для работы на открытом воздухе типа ИОС-110-600УХЛ Т1;

Uном=110 кВ;

Uисп=480 кВ;

Fразр=600 кН.

Проверим на электродинамическую стойкость из условия (4.6.7):

Fразр Fрас; (4.6.7)

Fрасч=Н;

Fрасч = Н;

600000 Н 119,74 Н условие (4.6.7) выполняется.

Данный тип изоляторов соответствует режиму работы установки.

Выбор предохранителей для трансформатора собственных нужд

Высоковольтные предохранители в схемах электроснабжения сельскохозяйственных потребителей применяют в основном для защиты силовых трансформаторов понижающих подстанции (в том числе трансформаторов собственных нужд) и трансформаторов напряжения от к.з.

Предохранители выбираем по их конструктивному исполнению, номинальному току и напряжению, по предельному отключаемому току предохранителя, по номинальному току плавкой вставки, роду установки. Для данной установки выбираем предохранитель ПК-10Н/30 [7].

Плавкую вставку предохранителя выбираем по номинальному току трансформатора по формуле:

Iп.в. Iн =

Iп.в. А.

Выбрали Iп.в.=10 А.

Данный предохранитель удовлетворяет условия расчета.

4.7 Выбор комплектного распредустройства на стороне 10 кВ

На стороне низшего напряжения подстанции целесообразно выбрать комплектное распредустройство (КРУ) наружной установки. Применение КРУ позволяет ускорить монтаж распредустройства, так как шкафы приходят с завода изготовителя укомплектованные согласно заказа, что уменьшает размеры подстанции, повышается безопасность обслуживания, так как все находящиеся под напряжением токоведущие части закрыты кожухами. Для удобства обслуживания масленых выключателей, так как они выполнены на выкатных тележках [19].

Выбираем КРУН для наружной установки с ячейками К-49:

Номинальное напряжение Uном=10 кВ;

номинальный ток шин Iном.шин=1000 А;

номинальный ток ячеек Iном.яч.=630 А;

ток электродинамической стойкости iдин=51 кА;

ток термической стойкости Iтер= 20 кА;

время протекания тока термической стойкости tтер= 3 с.

Ячейки КРУ могут быть использованы как кабельными, так и воздушными линиями. Ячейки комплектуются маслеными выключателями ВК-10.

Проверим ячейку на термическую и динамическую устойчивость к действию токов короткого замыкания:

 (кА) < (кА) условие выполняется.

< условие выполняется.

Параметры ячейки КРУ соответствуют режиму работы установки.

Выбор выключателей на стороне 10 кВ

Выбираем вакуумный выключатель ВБКЭ-10-630-20У3:

Номинальное напряжение Uном=10 кВ;

номинальный ток Iном= 630 А;

номинальный ток отключения Iном.откл= 20 кА;

ток электродинамической стойкости:

1) наибольший пик iдин=52 кА;

2) начальное действующее значение периодической составляющей Iдин= 20 кА;

ток термической стойкости Iтер= 20 кА;

время протекания тока термической стойкости tтер= 4 с;

полное время отключения tотк,в= 0,08 с.

Проверяем вакуумный выключатель на коммутационную способность:

Iкз(3) ? Iном. откл;