Электроснабжение района нефтедобычи

Принимаем провод АС-70/11

Расчет сечения фидера 17

Определяем сечение провода

Выбираем провод АС-50/8

По минимальному допустимому сечению сталеалюминевых проводов ВЛ по условиям механической прочности т.к. республика Башкортостан имеет VI район по гололеду, то толщина стенки гололеду 35 мм. Сечение провода должно быть не менее 70 мм². Проверяем провод по длительно допустимому току для аварийной ситуации

Принимаем провод АС-70/11

Расчет сечения фидера 18

Определяем сечение провода

Выбираем провод АС-120/27

По минимальному допустимому сечению сталеалюминевых проводов ВЛ по условиям механической прочности т.к. республика Башкортостан имеет VI район по гололеду, то толщина стенки гололеду 35 мм. Сечение провода должно быть не менее 70 мм². Проверяем провод по длительно допустимому току для аварийной ситуации

Принимаем провод АС-70/11

В дальнейшем расчет аналогичен. Полученные данные заносим в таблицы

Таблица 15 - Расчетные данные сечения проводов ВЛ фидеров по подстанциям.

№ п/п	Подстанция	№ фидера	Iр, А	Сечение провода, мм2	Длина фидера, км
I	Городецк
1		4	59,14	АС 70/11	3,9
2		5	97,68	АС 70/11	16,4
3		6	76,22	АС 70/11	8,25
4		7	124,3	АС 70/11	16,85
5		8	156,7	АС 70/11	17,3
6		14	96,8	АС 70/11	9,5
7		16	136,7	АС 70/11	7,8
8		17	49,4	АС 70/11	5,2
9		18	108,4	АС 70/11	7,1
II	Еременка
10		1	143	АС 70/11	15,35
11		12	112,6	АС 70/11	5,88
12		18	33,88	АС 70/11	5,7
III	Знаменка
13		4	31,4	АС 70/11	0,4
14		5	136,6	АС 70/11	13,4
15		6	14,72	АС 70/11	1,0
16		7	161,8	АС 70/11	17,6
17		8	170,8	АС 70/11	14,1
18		14	106,6	АС 70/11	16,7
19		15	113,7	АС 70/11	8,5
20		16	85,4	АС 70/11	0,4
21		17	14,7	АС 70/11	0,5
22		18	54,8	АС 70/11	6,8
IV	Тураево
23		1	19,13	АС 70/11	0,3
24		7	186,95	АС 70/11	18,1
25		12	144,29	АС 70/11	15,2
26		18	20,58	АС 70/11	8,4
V	Яновка
27		1	51,09	АС 70/11	11,35
28		7	122,1	АС 70/11	13,85
29		12	87,3	АС 70/11	9,7
30		17	189,1	АС 70/11	15,45
31		18	78,3	АС 70/11	8,4

Общая длина провода АС 70/11(ЛЭП 110 кВ и ВЛ 10 кВ):

1. Подстанция Городецк-125 км; 2. Подстанция Еременка-44 км;

3. Подстанция Знаменка-95 км; 4. Подстанция Тураево-58 км;

5. Подстанция Яновка-78 км;

Определение потери напряжения на фидерах подстанций. Определение потери напряжения фидера 8 подстанции Городецк

Конечная группа электроприемников ТП 8-1, 8-13, 8-14, 8-15, 8-16

Определяем активную мощность конечной группы электроприемников

Определяем потерю напряжения



Определение потери напряжения фидера 1 подстанции Еременка

Конечная группа электроприемников ТП 1-14, 1-15, 1-19, 1-20

Определяем активную мощность конечной группы электроприемников

Определяем потерю напряжения

Определение потери напряжения фидера 7 подстанции Знаменка

Конечная группа электроприемников ТП 7-14, 7-15, 7-25, 7-26, 7-29

Определяем активную мощность конечной группы электроприемников



Определяем потерю напряжения

Определение потери напряжения фидера 7 подстанции Тураево

Конечная группа электроприемников ТП 7-9, 7-10, 7-13, 7-17, 7-18

Определяем активную мощность конечной группы электроприемников

Определяем потерю напряжения

Определение потери напряжения фидера 17 подстанции Яновка

Конечная группа электроприемников ТП 17-3, 17-4, 17-11, 17-20, 17-27

Определяем активную мощность конечной группы электроприемников

Определяем потерю напряжения



В дальнейшем расчет аналогичен. Полученные данные заносим в таблицу.

Таблица 16 - Расчетные данные потерь напряжения фидеров по подстанциям.

№ п/п	Подстанция	№ фидера	Потеря напряжения, %
I	Городецк
1		4	0,51
2		5	1,31
3		6	0,97
4		7	1,52
5		8	2,17
6		14	0,75
7		16	0,22
8		17	1,44
9		18	1,95
II	Еременка
10		1	2,31
11		12	0,12
12		18	0,57
III	Знаменка
13		4	0,11
14		5	1,46
15		6	0,12
16		7	2,18
17		8	2,08
18		14	1,7
19		15	0,16
20		16	0,28
21		17	0,11
22		18	0,95
IV	Тураево
23		1	0,1
24		7	2,87
25		12	3,6
26		18	0,84
V	Яновка
27		1	1,04
28		7	2,01
29		12	0,26
30		17	1,74
31		18	1,83

Расчет сечений питающей ЛЭП. Расчет сечений питающей ЛЭП подстанция Городецк

Определяем ток расчетный

Определяем сечение провода

Выбираем провод АС-70/11

Проверяем провод по длительно допустимому току для аварийной ситуации

Проверяем провод по условию коронирования

Определяем максимальное значения начальной и критической напряженности электрического поля



,

где r₀ - радиус провода, см;

Определяем среднее геометрическое расстояние между проводами фаз

,

где - расстояние между соседними фазами, см.

Определяем напряженность электрического поля около провода

Согласно условию проверки на корону:

Условие выполняется

В дальнейшем расчет аналогичен. Полученные данные заносим в таблицу.

Таблица 17 - Расчетные сечения и токи ЛЭП 110 кВ подстанций.

№ п/п	Подстанция	Iр, А	Iра, А	Сечение, мм2
I	Городецк	41,157	82,31	АС 70/11
II	Еременка	13,158	26,32	АС 70/11
III	Знаменка	39,442	78,884	АС 70/11
IV	Тураево	16,73	33,46	АС 70/11
V	Яновка	23,995	47,99	АС 70/11

Электрический расчет линии электропередачи 110кВ. Электрический расчет линии электропередачи 110кВ подстанции Городецк

Рисунок 3 - Схема замещения ЛЭП и трансформатора

где: r_л, x_л - активное и индуктивное сопротивление линии, Ом; r_т, x_т - активное и индуктивное сопротивление трансформатора, Ом; G_т, B_т -активная и индуктивная проводимость трансформатора, См; В_л - емкостная проводимость линии, См; S_ГПП - мощность на шинах 10кВ, МВА.

Определяем активное сопротивление двухцепной линии

,

где r₀ - активное сопротивление одного километра линии, Ом/км; l - длина линии, км.



Определяем индуктивное сопротивление двухцепной линии

,

где x₀ - индуктивное сопротивление одного километра двухцепной линии, Ом/км.

Определяем емкостную проводимость двухцепной линии

,

где В₀ - емкостная проводимость одного километра линии, См/км; .

Определяем активное сопротивление двух трансформаторов, электрически связанных на стороне 110 кВ

,

где Р_м - потери мощности при коротком замыкании, кВт (потери активной мощности в меди); S_н - номинальная мощность трансформатора, кВА; U_н - номинальное напряжение основного вывода трансформатора, кВ.



Определяем индуктивное сопротивление двух трансформаторов, электрически связанных на стороне 110 кВ

,

где U_к - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

Определяем проводимости трансформаторов

где Р_ст - потери активной мощности в стали трансформатора, приближенно равные потерям мощности при холостом ходе, кВт; I₀ - ток холостого хода, %.

Определяем зарядную емкостную мощность двухцепной линии



Определяем потери мощности в обмотках и проводимостях трансформаторов для ГПП

Определяем потери реактивной мощности в стали трансформатора

Определяем потери мощности в проводимостях трансформаторов

Определяем мощность в начале расчетного звена трансформаторов

Определяем мощность подводимую к трансформаторам

Определяем мощность линии в конце передачи



Определяем потери мощности в сопротивлениях линии

Определяем мощность в начале линии

В дальнейшем расчет аналогичен. Полученные данные заносим в таблицу.

Таблица 18 - Расчетные данные электрического расчета ЛЭП 110 кВ по подстанциям.

ТП	Городецк	Еременка	Знаменка	Тураево	Яновка
rЛ	1,26	1,554	1,512	1,764	1,806
хЛ	1,275	1,573	1,53	1,785	1,828
ВЛ	3,216·10-5	3,966·10-5	3,86·10-5	4,502·10-5	4,61·10-5
rТ	2,009	6,707	2,009	6,707	3,63
хТ	39,709	100,833	39,709	100,833	63,525
GТ	3,14·10-6	1,901·10-6	3,14·10-6	1,901·10-6	2,314·10-6
ВТ	1,851·10-5	8,331·10-6	1,851·10-5	8,331·10-6	1,157·10-5
Qс	0,389	0,48	0,467	0,545	0,558
	0,0408+j0,807	0,0139+j0,209	0,0375+j0,741	0,0225+j0,339	0,025+j0,439
	0,112	0,0504	0,112	0,0504	0,07
	0,038+j0,224	0,023+j0,101	0,038+j0,224	0,023+j0,101	0,028+j0,14
	9,946+j13,342	3,042+j4,205	9,927+j12,397	3,884+j5,474	5,52+j7,747
	9,504+ j13,566	3,065+j4,306	9,965+ j12,621	3,907+j5,575	5,548+j7,887
	9,504+ j13,372	3,065+j4,066	9,965+ j12,388	3,907+j5,303	5,548+j7,608
	0,028+j0,0284	0,0033+j0,0034	0,0316+j0,032	0,0063+j0,0064	0,0132+j0,0134
	9,532+ j13,206	3,068+j3,829	9,997+ j12,187	3,913+j5,037	5,561+j7,342

Определение напряжений и потерь напряжения в ЛЭП 110 кВ. Определение напряжений и потерь напряжения в ЛЭП 110 кВ подстанции Городецк

Определяем параметры для режима максимальной нагрузки

Определяем напряжение в центре питания на шинах районной подстанции

,

где U_max - отклонение напряжения в ЦП; U_н - номинальное напряжение 110кВ.

Определяем потерю напряжения в линии

Определяем напряжение в конце ЛЭП

Определяем потерю напряжения в линии в %

Определяем отклонение напряжения в конце ЛЭП в %

Определяем потерю напряжения в трансформаторе

Определяем напряжение на шинах вторичного напряжения трансформатора, приведенное к первичному

Определяем потерю напряжения в % на трансформаторе



Определяем отклонение напряжения на шинах вторичного напряжения трансформатора

,

где U_Т - «добавка» напряжения трансформатора.

Для трансформаторов с напряжением 110кВ и выше, U_Т определяется следующими цифрами:

Ответвление +16% U_Т=5%;

Ответвление - 0% U_Т=10%;

Ответвление -16% U_Т=16%.

Определяем параметры для режима минимальной нагрузки

Определяем напряжение в центре питания на шинах районной подстанции

,

где U_min - отклонение напряжения в ЦП; U_н - номинальное напряжение 110кВ.

Определяем потерю напряжения в линии



Определяем напряжение в конце ЛЭП

Определяем потерю напряжения в линии в %

Определяем отклонение напряжения в конце ЛЭП в %

Определяем потерю напряжения в трансформаторе

Определяем напряжение на шинах вторичного напряжения трансформатора, приведенное к первичному



Определяем потерю напряжения в % на трансформаторе

Определяем отклонение напряжения на шинах вторичного напряжения трансформатора

,

где U_Т - «добавка» напряжения трансформатора.

Для трансформаторов с напряжением 110кВ и выше, U_Т определяется следующими цифрами:

Ответвление +16% U_Т=5%;

Ответвление - 0% U_Т=10%;

Ответвление -16% U_Т=16%.

В дальнейшем расчет аналогичен. Полученные данные заносим в таблицу.

Таблица 19 - Расчетные данные напряжений и потерь напряжения в ЛЭП 110 кВ по подстанциям.

ТП	Городецк	Еременка	Знаменка	Тураево	Яновка
	104,5	104,5	104,5	104,5	104,5
	0,276-j0,0429	0,103-j0,0108	0,323-j0,03	0,152-j0,0182	0,225-j0,0296
	104,221	104,396	104,176	104,347	104,273
	0,25	0,095	0,295	0,139	0,206
	-5,25	-5,095	-5,295	-5,139	-5,206
	5,265+j3,349	4,256+j2,667	4,917+j3,545	5,539+j3,401	4,907+j3,09
	97,981	99,402	98,116	97,847	98,58
	5,67	4,566	5,51	5,909	5,272
	5	5	5	5	5
	-5,92	-4,661	-5,805	-6,048	-5,478
	115,5	115,5	115,5	115,5	115,5
	0,125-j0,019	0,0335-j0,0041	0,146-j0,014	0,0709-j0,0082	0,054-j0,0081
	115,374	115,466	115,353	115,429	115,445
	0,115	0,0306	0,134	0,0645	0,0496
	4,885	4,969	4,866	4,935	4,95
	2,434+j1,51	1,924+j1,206	2,22+j1,601	2,504+j1,537	2,218+j1,397
	112,51	113,196	112,616	112,491	112,824
	2,604	2,06	2,488	2,67	2,383
	5	5	5	5	5
	7,281	7,909	7,378	7,265	7,567

Построение диаграмм отклонения напряжений.

Рисунок 4 - Диаграмма отклонения напряжения подстанции Городецк.



Рисунок 5 - Диаграмма отклонения напряжения подстанции Еременка.

Рисунок 6 - Диаграмма отклонения напряжения подстанции Знаменка.

Рисунок 7 - Диаграмма отклонения напряжения подстанции Тураево.



Рисунок 8 - Диаграмма отклонения напряжения подстанции Яновка.

Из построенной диаграммы видно, что все отклонения находятся в пределах нормы.

Расчет токов короткого замыкания.

1.14.1. Расчет токов короткого замыкания на подстанции Городецк

Рисунок 9 - Расчетная схема подстанции Городецк.

Рисунок 10 - Схема замещения подстанции Городецк.

Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л1, Л2

Определяем активное сопротивление воздушной линии Л1, Л2

Определяем индуктивное сопротивление трансформаторов Т1, Т2

Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л3

Определяем активное сопротивление воздушной линии Л3

Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л4

Определяем активное сопротивление воздушной линии Л4



Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л5

Определяем активное сопротивление воздушной линии Л5

Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л6

Определяем активное сопротивление воздушной линии Л6

Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л7

Определяем активное сопротивление воздушной линии Л7

Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л8



Определяем активное сопротивление воздушной линии Л8

Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л9

Определяем активное сопротивление воздушной линии Л9

Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л10

Определяем активное сопротивление воздушной линии Л10

Определяем индуктивное сопротивление воздушной линии Л11

Определяем активное сопротивление воздушной линии Л11



Определяем токи КЗ в точке К1

Определяем полное сопротивление до точки К1

Определяем результирующее сопротивление до точки К1

Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К1

Приводим периодическую составляющую тока КЗ для точки К1

Определяем ударный коэффициент по кривой приложение 19

Определяем результирующее активное сопротивление до точки К1



Определяем результирующее реактивное сопротивление до точки К1

Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент

Определяем ударный ток для точки К1

Определяем токи КЗ в точке К2

Определяем результирующее сопротивление до точки К2

Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К2

Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент



Определяем ударный ток для точки К2

Определяем токи КЗ в точке К3

Определяем результирующее сопротивление до точки К3

Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К3

Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент

Определяем ударный ток для точки К3



Определяем токи КЗ в точке К4

Определяем результирующее сопротивление до точки К4

Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К4

Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент

Определяем ударный ток для точки К4

Определяем токи КЗ в точке К5

Определяем результирующее сопротивление до точки К5

Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К5



Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент

Определяем ударный ток для точки К5

Определяем токи КЗ в точке К6

Определяем результирующее сопротивление до точки К6

Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К6

Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент



Определяем ударный ток для точки К6

Определяем токи КЗ в точке К7

Определяем результирующее сопротивление до точки К7

Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К7

Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент

Определяем ударный ток для точки К7



Определяем токи КЗ в точке К8

Определяем результирующее сопротивление до точки К8

Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К8

Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент

Определяем ударный ток для точки К8

Определяем токи КЗ в точке К9

Определяем результирующее сопротивление до точки К9

Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К9



Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент

Определяем ударный ток для точки К9

Определяем токи КЗ в точке К10

Определяем результирующее сопротивление до точки К10

Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К10

Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент



Определяем ударный ток для точки К10

Определяем токи КЗ в точке К11

Определяем результирующее сопротивление до точки К11

Определяем периодическую составляющую тока КЗ для точки К11

Определяем отношение результирующих сопротивлений и находим ударный коэффициент

Определяем ударный ток для точки К11



В дальнейшем расчет аналогичен. Полученные данные заносим в таблицу.

Таблица 20 - Расчетные данные токов КЗ на стороне 110 кВ и 10 кВ по подстанциям.

ТП	Городецк	Еременка	Знаменка	Тураево	Яновка
	36,9	30,08	30,75	26,445	25,828
	57,4	46,79	47,84	41,139	40,18
	16,08	6,467	15,95	6,45	10,097
	43,55	17,651	43,08	17,696	27,559

Таблица 21 - Расчетные данные токов КЗ на стороне 10 кВ в конце линии на фидерах подстанция Городецк.

№ Фидера	4	5	6	7	8	14	16	17	18
	2,794	0,693	1,329	0,671	0,649	1,111	1,423	1,977	1,53
	4,425	1,085	2,082	1,05	1,016	1,741	2,232	3,112	2,402

Таблица 22 - Расчетные данные токов КЗ на стороне 10 кВ в конце линии на фидерах подстанция Еременка.

№ Фидера	1	12	18
	0,652	1,645	1,671
	1,025	2,675	2,718

Таблица 23 - Расчетные данные токов КЗ на стороне 10 кВ в конце линии на фидерах подстанция Знаменка.

№ Фидера	4	5	6	7	8	14	15	16	17	18
	9,794	0,803	6,199	0,617	0,744	0,645	1,329	9,794	8,928	1,768
	18,283	1,257	10,52	0,966	1,165	1,01	2,082	18,283	16,035	2,8



Таблица 24 - Расчетные данные токов КЗ на стороне 10 кВ в конце линии на фидерах подстанция Тураево.

№ Фидера	1	7	12	18
	5,413	0,577	0,66	1,183
	12,325	0,906	1,038	1,875

Таблица 25 - Расчетные данные токов КЗ на стороне 10 кВ в конце линии на фидерах подстанция Яновка.

№ Фидера	1	7	12	17	18
	0,905	0,757	1,102	0,676	1,267
	1,421	1,185	1,733	1,058	1,994

Выбор компенсирующих устройств. Выбор компенсирующих устройств на подстанции Городецк

Определяем средневзвешенный коэффициент мощности всей подстанции

Необходимый коэффициент мощности

Определяем мощность компенсирующей установки для одной секции



По полученной мощности выбираем компенсирующую установку

УКЛ(П)57-10,5-2250 У3 (4 шт. по 2 на секцию)

Таблица 26 - Паспортные данные компенсирующей установки УКЛ(П)57-10,5-2250 У1.

UH, кВ	IH, А	Номинальная мощность, кВАР	Без разъединителя
10	124	2250	57

Выбор компенсирующих устройств на подстанции Еременка

Определяем средневзвешенный коэффициент мощности всей подстанции

Необходимый коэффициент мощности

Определяем мощность компенсирующей установки для одной секции

По полученной мощности выбираем компенсирующую установку

УКЛ(П)57-10,5-1350 У3(2 шт. по 1 на секцию)

Таблица 27 - Паспортные данные компенсирующей установки УКЛ(П)57-10,5-1350 У3.

UH, кВ	IH, А	Номинальная мощность, кВАР	Без разъединителя
10	75	1350	57

Выбор компенсирующих устройств на подстанции Знаменка

Определяем средневзвешенный коэффициент мощности всей подстанции

Необходимый коэффициент мощности

Определяем мощность компенсирующей установки для одной секции

По полученной мощности выбираем компенсирующую установку

УКЛ(П)57-10,5-1800 У3(4 шт. по 2 на секцию)



Таблица 28 - Паспортные данные компенсирующей установки УКЛ(П)57-10,5-1800 У3.

UH, кВ	IH, А	Номинальная мощность, кВАР	Без разъединителя
10	100	1800	57

Выбор компенсирующих устройств на подстанции Тураево

Определяем средневзвешенный коэффициент мощности всей подстанции

Необходимый коэффициент мощности

Определяем мощность компенсирующей установки для одной секции

По полученной мощности выбираем компенсирующую установку

УКЛ(П)57-10,5-1800 У3 (2 шт. по 1 на секцию)

Таблица 29 - Паспортные данные компенсирующей установки УКЛ(П)57-10,5-1800 У3.

UH, кВ	IH, А	Номинальная мощность, кВАР	Без разъединителя
10	100	1800	57



Выбор компенсирующих устройств на подстанции Яновка

Определяем средневзвешенный коэффициент мощности всей подстанции

Необходимый коэффициент мощности

Определяем мощность компенсирующей установки для одной секции

По полученной мощности выбираем компенсирующую установку

УКЛ(П)57-10,5-2250 У3 (2 шт. по 1 на секцию)

Таблица 30 - Паспортные данные компенсирующей установки УКЛ(П)57-10,5-2250 У1.

UH, кВ	IH, А	Номинальная мощность, кВАР	Без разъединителя
10	124	2250	57

Выбор электрооборудования на стороне 10 кВ

Выбираем комплектное распределительное устройство серии К-63 предприятия ОАО "Самарский завод "Электрощит"

Выбор выключателей 10 кВ. Выбор выключателей 10 кВ на подстанции Городецк

Выбираем выключатели ввода №1, ввода №2, секционного выключателя, разъединителя.

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

где I_T, t_T - нормированные ток и время термической стойкости аппарата; i_у, i_дин - соответственно расчетное значение амплитуды ударного тока и амплитудный ток динамической стойкости аппарата; В - тепловой импульс По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель ВБТЭ-М-10-20/1600 У2 (3 шт.)

Таблица 31 - Паспортные данные выключателя ВБТЭ-М-10-20/1600 У2.

UH, кВ	IH, А	Ток термической стойкости, кА	Время термической стойкости аппарата, с	Электродинам. стойкость, кА	Собственное время отключения, мс
10	1600	20	3	51	30



Выбираем выключатели отходящих линий

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

где I_T, t_T - нормированные ток и время термической стойкости аппарата; i_у, i_дин - соответственно расчетное значение амплитуды ударного тока и амплитудный ток динамической стойкости аппарата; В - тепловой импульс

По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель

ВБТЭ-М-10-20/630 У2 (13 шт.)

Таблица 32 - Паспортные данные выключателя ВБТЭ-М-10-20/630 У2.

UH, кВ	IH, А	Ток термической стойкости, кА	Время термической стойкости аппарата, с	Электродинам. стойкость, кА	Собственное время отключения, мс
10	630	20	3	51	30



Выбор выключателей 10 кВ на подстанции Еременка

Выбираем выключатели ввода №1, ввода №2, секционного выключателя, разъединителя.

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

Выбираем выключатели отходящих линий

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость



По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель

ВБТЭ-М-10-20/630 У2 (8 шт.)

Выбор выключателей 10 кВ на подстанции Знаменка

Выбираем выключатели ввода №1, ввода №2, секционного выключателя, разъединителя.

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель

ВБТЭ-М-10-20/1600 У2 (3 шт.)

Выбираем выключатели отходящих линий



Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель ВБТЭ-М-10-20/630 У2 (14 шт.)

Выбор выключателей 10 кВ на подстанции Тураево

Выбираем выключатели ввода №1, ввода №2, секционного выключателя, разъединителя.

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость



Выбираем выключатели отходящих линий

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель ВБТЭ-М-10-20/630 У2 (9 шт.)

Выбор выключателей 10 кВ на подстанции Яновка

Выбираем выключатели ввода №1, ввода №2, секционного выключателя, разъединителя.



Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель

ВБТЭ-М-10-20/1600 У2 (3 шт.)

Выбираем выключатели отходящих линий

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

По результатам проверки выбираем вакуумный выключатель

ВБТЭ-М-10-20/630 У2 (7 шт.)

Выбор трансформаторов тока 10 кВ. Выбор трансформаторов тока 10 кВ на подстанции Городецк

Выбираем трансформаторы тока ТЛК-10-31,5 У3

Рассмотрим правильность выбора трансформаторов тока на примере ввода №1, ввода №2, секционного выключателя

Таблица 33 - Паспортные данные трансформатора тока ТЛК-10-31,5 У3.

UH, кВ	Ток термической стойкости, кА	Время термической стойкости аппарата, с	Электродинам. стойкость, кА	Класс точности обмотки: 0,5S
				для измерения	для защиты
10	31,5	3	81	0,5	10P

Проверяем трансформаторы тока на электродинамическую и термическую стойкость



Таблица 34 - Размещение трансформаторов тока по ячейкам подстанции Городецк.

Ячейка	IH, А	IHТТ, А	Примечание
Ввод №1	1293	1500/5	-
Ввод №2	1293	1500/5	-
Секционный выключатель	1293	1500/5	-
Секционный разъединитель	-	-	-
Фидер №1	124	150/5	БСК №1
Фидер №2	-	-	резерв
Фидер №3	59,14	75/5	расчетный фидер 4
Фидер №4	97,68	100/5	расчетный фидер 5
Фидер №8	76,22	100/5	расчетный фидер 6
Фидер №9	124,3	150/5	расчетный фидер 7
Фидер №10	156,7	200/5	расчетный фидер 8
Фидер №11	124	150/5	БСК №2
Фидер №13	124	150/5	БСК №3
Фидер №14	-	-	резерв
Фидер №15	96,8	100/5	расчетный фидер 14
Фидер №16	136,7	150/5	расчетный фидер 16
Фидер №20	49,4	50/5	расчетный фидер 17
Фидер №21	108,4	150/5	расчетный фидер 18
Фидер №22	-	-	резерв
Фидер №23	124	150/5	БСК №4

На вводе №1, №2, секционном выключателе по 3 трансформатора тока на ячейку, в остальных ячейках по 2 трансформатора тока.

Выбор трансформаторов тока 10 кВ на подстанции Еременка

Выбираем трансформаторы тока ТЛК-10-31,5 У3

Рассмотрим правильность выбора трансформаторов тока на примере ввода №1, ввода №2, секционного выключателя



Проверяем трансформаторы тока на электродинамическую и термическую стойкость

Таблица 35 - Размещение трансформаторов тока по ячейкам подстанции Еременка.

Ячейка	IH, А	IHТТ, А	Примечание
Ввод №1	509	600/5	-
Ввод №2	509	600/5	-
Секционный выключатель	509	600/5	-
Секционный разъединитель	-	-	-
Фидер №1	75	75/5	БСК №1
Фидер №2	-	-	резерв
Фидер №3	143	150/5	расчетный фидер 1
Фидер №7	-	-	резерв
Фидер №9	75	75/5	БСК №2
Фидер №10	-	-	резерв
Фидер №11	112,6	150/5	расчетный фидер 12
Фидер №15	33,88	50/5	расчетный фидер 18

Выбор трансформаторов тока 10 кВ на подстанции Знаменка

Выбираем трансформаторы тока ТЛК-10-31,5 У3

Рассмотрим правильность выбора трансформаторов тока на примере ввода №1, ввода №2, секционного выключателя



Проверяем трансформаторы тока на электродинамическую и термическую стойкость

Таблица 36 - Размещение трансформаторов тока по ячейкам подстанции Знаменка.

Ячейка	IH, А	IHТТ, А	Примечание
Ввод №1	1293	1500/5	-
Ввод №2	1293	1500/5	-
Секционный выключатель	1293	1500/5	-
Секционный разъединитель	-	-	-
Фидер №1	100	100/5	БСК №1
Фидер №2	-	-	резерв
Фидер №3	31,4	50/5	расчетный фидер 4
Фидер №4	136,6	150/5	расчетный фидер 5
Фидер №8	14,72	20/5	расчетный фидер 6
Фидер №9	161,8	200/5	расчетный фидер 7
Фидер №10	170,8	200/5	расчетный фидер 8
Фидер №11	100	100/5	БСК №2
Фидер №13	100	100/5	БСК №3
Фидер №14	-	-	резерв
Фидер №15	106,6	150/5	расчетный фидер 14
Фидер №16	113,7	150/5	расчетный фидер 15
Фидер №20	85,4	100/5	расчетный фидер 16
Фидер №21	14,7	20/5	расчетный фидер 17
Фидер №22	54,8	75/5	расчетный фидер 18
Фидер №23	100	100/5	БСК №4



Выбор трансформаторов тока 10 кВ на подстанции Тураево

Выбираем трансформаторы тока ТЛК-10-31,5 У3

Рассмотрим правильность выбора трансформаторов тока на примере ввода №1, ввода №2, секционного выключателя

Проверяем трансформаторы тока на электродинамическую и термическую стойкость

Таблица 37 - Размещение трансформаторов тока по ячейкам подстанции Тураево.

Ячейка	IH, А	IHТТ, А	Примечание
Ввод №1	509	600/5	-
Ввод №2	509	600/5	-
Секционный выключатель	509	600/5	-
Секционный разъединитель	-	-	-
Фидер №1	100	100/5	БСК №1
Фидер №2	-	-	резерв
Фидер №3	19,13	20/5	расчетный фидер 1
Фидер №7	186,95	200/5	расчетный фидер 7
Фидер №9	100	100/5	БСК №2
Фидер №10	-	-	резерв
Фидер №11	144,29	150/5	расчетный фидер 12
Фидер №15	20,58	30/5	расчетный фидер 18



Выбор трансформаторов тока 10 кВ на подстанции Яновка

Выбираем трансформаторы тока ТЛК-10-31,5 У3

Рассмотрим правильность выбора трансформаторов тока на примере ввода №1, ввода №2, секционного выключателя

Проверяем трансформаторы тока на электродинамическую и термическую стойкость

Таблица 38 - Размещение трансформаторов тока по ячейкам подстанции Яновка.

Ячейка	IH, А	IHТТ, А	Примечание
Ввод №1	808,3	1000/5	-
Ввод №2	808,3	1000/5	-
Секционный выключатель	808,3	1000/5	-
Секционный разъединитель	-	-	-
Фидер №1	124	150/5	БСК №1
Фидер №2	-	-	резерв
Фидер №3	51,09	75/5	расчетный фидер 1
Фидер №7	122,1	150/5	расчетный фидер 7
Фидер №8	-	-	резерв
Фидер №10	124	150/5	БСК №2
Фидер №11	-	-	резерв
Фидер №12	87,3	100/5	расчетный фидер 12
Фидер №17	189,1	200/5	расчетный фидер 17
Фидер №18	78,3	100/5	расчетный фидер 18

Выбор трансформатора напряжения 10 кВ. Выбор трансформатора напряжения 10 кВ на подстанции Городецк, Еременка, Знаменка, Тураево, Яновка

Выбираем трансформатор напряжения для ячейки ТН-1, ТН-2.

Принимаем трансформатор напряжения антирезонансный НАМИТ-10-2 УХЛ2.

Таблица 39 - Паспортные данные трансформатора НАМИТ-10-2 УХЛ2.

UH, кВ	Предельная мощность, ВА
10/0,1/ 0,1/3	1000/900/100

Схема и группа соединений обмоток эквивалентна схеме трёхфазного трансформатора

У / Ун / п -- 0. Трансформатор выдерживает однофазные металлические замыкания сети на «землю» без ограничения длительности. Трансформатор устойчив к токам феррорезонанса.

Выбор трансформатора собственных нужд. Выбор трансформатора собственных нужд на подстанции Городецк, Еременка, Знаменка, Тураево, Яновка

Выбираем трансформатор напряжения для ячейки ТСН-1, ТСН-2.



Принимаем трансформатор масляный трехфазный типа ТСКС-40/145/10

Таблица 40 - Паспортные данные трансформатора ТСКС-40/145/10.

UH, кВ	SH, кВА	Потери ХХ, Вт	Потери КЗ, Вт	UК, %	Ток ХХ,%
10/0,4	38	500	500	1,5	12

Выбор трансформатора тока нулевой последовательности. Выбор трансформатора тока нулевой последовательности на подстанции Городецк, Еременка, Знаменка, Тураево, Яновка

Выбираем трансформатор тока нулевой последовательности ТЗЛМ 1-1

Выбор ограничителей перенапряжения 10 кВ. Выбор ограничителей перенапряжения 10 кВ на подстанции Городецк, Еременка, Знаменка, Тураево, Яновка

Выбираем ограничители перенапряжений ОПНп-10УХЛ1 U_Н=11,5 кВ

Таблица 41 - Паспортные данные ограничителя перенапряжений ОПНп-10УХЛ1

UH, кВ	UHР, кВ	Iразряд., кА	Пропуск. способн., А	UОСТ.при гроз.разряде, кВ не более 5000 А
11,5	14,4	10	500	34,6



Выбор ошиновки 10 кВ. Выбор ошиновки 10 кВ подстанция Городецк

Применяют сборные шины прямоугольного сечения, которые более экономичны, нежели круглые шины сплошного сечения.

Выбираем сборные алюминиевые шины прямоугольного сечения 80х6 мм² по 2 шины на фазу

Выбор ошиновки 10 кВ подстанция Еременка

Применяют сборные шины прямоугольного сечения, которые более экономичны, нежели круглые шины сплошного сечения.

Выбираем сборные алюминиевые шины прямоугольного сечения 50х5 мм² по 1 шине на фазу

Выбор ошиновки 10 кВ подстанция Знаменка

Применяют сборные шины прямоугольного сечения, которые более экономичны, нежели круглые шины сплошного сечения.



Выбираем сборные алюминиевые шины прямоугольного сечения 80х6 мм² по 2 шины на фазу

Выбор ошиновки 10 кВ подстанция Тураево

Применяют сборные шины прямоугольного сечения, которые более экономичны, нежели круглые шины сплошного сечения.

Выбираем сборные алюминиевые шины прямоугольного сечения 50х5 мм² по 1 шине на фазу

Выбор ошиновки 10 кВ подстанция Яновка

Применяют сборные шины прямоугольного сечения, которые более экономичны, нежели круглые шины сплошного сечения.

Выбираем сборные алюминиевые шины прямоугольного сечения 80х6 мм² по 1 шине на фазу

Выбор шинного моста 10 кВ

Шинный мост - это соединение трансформатора с распредустройством низкого напряжения.



Выбор шинного моста 10 кВ подстанция Городецк

Выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения 100х8 мм² по 1 шине на фазу.

Определяем наибольшую силу, действующую на шину средней фазы

Определяем изгибающий момент

Определяем момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию силы

Определяем напряжение в материале шин, возникающее при воздействии изгибающего момента

Определяем интеграл Джоуля

Определяем приближенное минимальное сечение шин

где С - постоянная, для алюминиевых шин С=91.

Условие выполняется.

Выбор шинного моста 10 кВ подстанция Еременка

Выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения 50х5 мм² по 1 шине на фазу.

Определяем наибольшую силу, действующую на шину средней фазы

Определяем изгибающий момент

Определяем момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию силы

Определяем напряжение в материале шин, возникающее при воздействии изгибающего момента

Определяем интеграл Джоуля

Определяем приближенное минимальное сечение шин

Условие выполняется.

Выбор шинного моста 10 кВ подстанция Знаменка

Выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения 100х8 мм² по 1 шине на фазу.

Определяем наибольшую силу, действующую на шину средней фазы



Определяем изгибающий момент

Определяем момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию силы

Определяем напряжение в материале шин, возникающее при воздействии изгибающего момента

Определяем интеграл Джоуля

Определяем приближенное минимальное сечение шин

Условие выполняется.



Выбор шинного моста 10 кВ подстанция Тураево

Выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения 50х5 мм² по 1 шине на фазу.

Определяем наибольшую силу, действующую на шину средней фазы

Определяем изгибающий момент

Определяем момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию силы

Определяем напряжение в материале шин, возникающее при воздействии изгибающего момента

Определяем интеграл Джоуля



Определяем приближенное минимальное сечение шин

Условие выполняется.

Выбор шинного моста 10 кВ подстанция Яновка

Выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения 80х6 мм² по 1 шине на фазу.

Определяем наибольшую силу, действующую на шину средней фазы

Определяем изгибающий момент

Определяем момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию силы



Определяем напряжение в материале шин, возникающее при воздействии изгибающего момента

Определяем интеграл Джоуля

Определяем приближенное минимальное сечение шин

Условие выполняется.

Выбор проходных изоляторов 10 кВ. Выбор проходных изоляторов 10 кВ подстанция Городецк

l - длина пролета между опорными изоляторами, м; а - расстояние между фазами, м;

Выбираем изолятор полимерный проходной ИПП-10/2000

Таблица 42 - Паспортные изолятора полимерного проходного ИПП-10/2000

Номинальное напряжение, кВ	Номинальный ток, А	Минимальная разрушающая сила на изгиб, кН	Импульсное напряжение, кВ
10	2000	12,5	80

Выбор проходных изоляторов 10 кВ подстанция Еременка

l - длина пролета между опорными изоляторами, м; а - расстояние между фазами, м;

Выбираем изолятор полимерный проходной ИПП-10/2000

Выбор проходных изоляторов 10 кВ подстанция Знаменка

l - длина пролета между опорными изоляторами, м; а - расстояние между фазами, м;

Выбираем изолятор полимерный проходной ИПП-10/2000

Выбор проходных изоляторов 10 кВ подстанция Тураево

Выбираем изолятор полимерный проходной ИПП-10/2000

Выбор проходных изоляторов 10 кВ подстанция Яновка



l - длина пролета между опорными изоляторами, м; а - расстояние между фазами, м;

Выбираем изолятор полимерный проходной ИПП-10/2000

Выбор опорных изоляторов 10 кВ. Выбор опорных изоляторов 10 кВ подстанция Городецк

l - длина пролета между опорными изоляторами, м; а - расстояние между фазами, м;

Выбираем опорный изолятор ОСК 4-10-Г02-2

Таблица 43 - Паспортные опорного изолятора ОСК 4-10-Г02-2

Номинальное напряжение, кВ	Строительная высота H, мм	Изоляционная высота L, мм	Степень загрязнения атмосферы по ГОСТ 9920-89	Минимальная механическая разрушающая сила на изгиб, не менее, кН
10	215	115	2	4



Выбор опорных изоляторов 10 кВ подстанция Еременка

Выбираем опорный изолятор ОСК 4-10-Г02-2

1.16.10.3. Выбор опорных изоляторов 10 кВ подстанция Знаменка

Выбираем опорный изолятор ОСК 4-10-Г02-2

Выбор опорных изоляторов 10 кВ подстанция Тураево

Выбираем опорный изолятор ОСК 4-10-Г02-2

Выбор опорных изоляторов 10 кВ подстанция Яновка

Выбираем опорный изолятор ОСК 4-10-Г02-2

Выбор оборудования 110 кВ.

Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию блочную 110 кВ с двумя двухобмоточными трансформаторами серии КТПБ ОАО «Самарский завод «Электрощит»

Выбор выключателей 110 кВ. Выбор выключателей 110 кВ на подстанции Городецк

Выбираем выключатели ввода №1, ввода №2.

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость



где I_T, t_T - нормированные ток и время термической стойкости аппарата; i_у, i_дин - соответственно расчетное значение амплитуды ударного тока и амплитудный ток динамической стойкости аппарата; В - тепловой импульс

По результатам проверки выбираем элегазовый выключатель

ВЭКТ-110-40/2000 У1 с пружинным приводом (2 шт.)

Таблица 44 - Паспортные данные выключателя ВЭКТ-110-40/2000 У1.

UH, кВ	IH, А	Ток термической стойкости, кА	Время термической стойкости аппарата, с	Электродинам. Стойкость, кА	Собственное время отключения, мс
110	2000	40	3	102	45

Выбор выключателей 110 кВ на подстанции Еременка

Выбираем выключатели ввода №1, ввода №2.

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.



Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

По результатам проверки выбираем элегазовый выключатель ВЭКТ-110-40/2000 У1 с пружинным приводом (2 шт.)

Выбор выключателей 110 кВ на подстанции Знаменка

Выбираем выключатели ввода №1, ввода №2.

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

По результатам проверки выбираем элегазовый выключатель ВЭКТ-110-40/2000 У1 с пружинным приводом (2 шт.)

Выбор выключателей 110 кВ на подстанции Тураево

Выбираем выключатели ввода №1, ввода №2.

Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

По результатам проверки выбираем элегазовый выключатель ВЭКТ-110-40/2000 У1 с пружинным приводом (2 шт.)

Выбор выключателей 110 кВ на подстанции Яновка

Выбираем выключатели ввода №1, ввода №2.



Проверяем на отключение периодической составляющей расчетного тока к.з.

Проверяем выключатели на термическую и динамическую стойкость

По результатам проверки выбираем элегазовый выключатель ВЭКТ-110-40/2000 У1 с пружинным приводом (2 шт.)

Выбор разъединителей 110 кВ. Выбор разъединителей 110 кВ на подстанции Городецк

Выбираем разъединители на напряжение 110 кВ

Проверяем раъединители на термическую и динамическую стойкость

где I_T, t_T - нормированные ток и время термической стойкости аппарата; i_у, i_дин - соответственно расчетное значение амплитуды ударного тока и амплитудный ток динамической стойкости аппарата; В - тепловой импульс

По результатам проверки выбираем разъединитель РДЗ-1 110/1000НУХЛ1 (2 шт.)

РДЗ-2 110/1000НУХЛ1 (6 шт.)

Условное обозначение разъединителей РДЗ: РДЗ-1 110/1000НУХЛ1

Р - разъединитель; Д - двухколонковый; З - наличие заземлителей;

1(2) - количество заземлителей; 110 - номинальное напряжение;

1000 - номинальный ток; НУХЛ - климатическое исполнение;

1 - категория размещения;

Таблица 45 - Паспортные данные разъединителя РДЗ 110/1000НУХЛ1.

UH, кВ	IH, А	Ток термической стойкости, кА	Время термической стойкости аппарата, с	Электродинам. Стойкость, кА
110	630	31,5	3	80

Выбор разъединителей 110 кВ на подстанции Еременка

Выбираем разъединители на напряжение 110 кВ

Проверяем раъединители на термическую и динамическую стойкость

По результатам проверки выбираем разъединитель РДЗ-1 110/1000НУХЛ1 (2 шт.) РДЗ-2 110/1000НУХЛ1 (6 шт.)

Выбор разъединителей 110 кВ на подстанции Знаменка

Выбираем разъединители на напряжение 110 кВ

Проверяем раъединители на термическую и динамическую стойкость

По результатам проверки выбираем разъединитель РДЗ-1 110/1000НУХЛ1 (2 шт.) РДЗ-2 110/1000НУХЛ1 (6 шт.)

Выбор разъединителей 110 кВ на подстанции Тураево

Выбираем разъединители на напряжение 110 кВ

Проверяем раъединители на термическую и динамическую стойкость

По результатам проверки выбираем разъединитель РДЗ-1 110/1000НУХЛ1 (2 шт.) РДЗ-2 110/1000НУХЛ1 (6 шт.)



Выбор разъединителей 110 кВ на подстанции Яновка

Выбираем разъединители на напряжение 110 кВ

Проверяем разъединители на термическую и динамическую стойкость

По результатам проверки выбираем разъединитель РДЗ-1 110/1000НУХЛ1 (2 шт.) РДЗ-2 110/1000НУХЛ1 (6 шт.)

Выбор трансформаторов тока 110 кВ. Выбор трансформаторов тока 110 кВ на подстанции Городецк

Выбираем трансформаторы тока ТФЗМ 110Б-IVУ1 I_Н=150 А

Таблица 46 - Паспортные данные трансформатора тока ТФЗМ 110Б-IVУ1.

UH, кВ	Ток термической стойкости, кА	Время термической стойкости аппарата, с	Электродинам. Стойкость, кА	Кол-во обмоток
				для измерения	для защиты
110	60	3	200	1	2

Структура условного обозначения ТФЗМ [*][*][*]/[*][*]/[*][*]:

Т -- трансформатор тока; Ф -- фарфоровая покрышка;

З -- вторичная обмотка звеньевого типа; М -- маслонаполненный;

[*] -- номинальное напряжение, кВ;

[*] -- категория электрооборудования по степени загрязнения внешней изоляции;

[*] -- номер конструктивного варианта исполнения;

[*] -- номинальный класс точности;

[*] -- номинальный первичный ток, А;

[*] -- номинальный вторичный ток, А;

[*] -- климатическое исполнение (У, ХЛ, Т) и категория размещения (1).

Проверяем трансформаторы тока на электродинамическую и термическую стойкость

Выбор трансформаторов тока 110 кВ на подстанции Еременка

Выбираем трансформаторы тока ТФЗМ 110Б-IVУ1 I_Н=50 А

Проверяем трансформаторы тока на электродинамическую и термическую стойкость



Выбор трансформаторов тока 110 кВ на подстанции Знаменка

Выбираем трансформаторы тока ТФЗМ 110Б-IVУ1 I_Н=150 А

Проверяем трансформаторы тока на электродинамическую и термическую стойкость

Выбор трансформаторов тока 110 кВ на подстанции Тураево

Выбираем трансформаторы тока ТФЗМ 110Б-IVУ1 I_Н=50 А