Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

• ВВЕДЕНИЕ
• 1. Краткая характеристика района и объекта проектирования
• 2. Расчет силовых нагрузок района
• 2.1 Определение расчетных нагрузок
• 2.2 Построение графиков нагрузок районной подстанции
• 2.3 Расчёт основных технико-экономических показателей на основании графиков нагрузок
• 3. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанции 110/10 кв
• 4. Расчет ВЛ 10 кв
• 4.1 Расчет нагрузок на магистралях линий
• 4.2 Выбор сечения проводов на участках линий и определение потерь напряжения
• 5. Выбор и сравнение вариантов схем ОРУ ВН
• 6. Расчет токов короткого замыкания
• 6.1 Расчётная схема установки
• 6.2 Составление схемы замещения и определение ее параметров39
• 6.3 Расчет токов короткого замыкания
• 6.4 Расчет токов замыкания на землю
• 7. Выбор и проверка оборудования на пс к воздействию токов кз
• 7.1 Выбор и проверка выключателей и разъединителей
• 7.1.1 Выбор выключателей и разъединителей на стороне 110 Кв
• 7.1.2 Выбор выключателей на стороне 10 кВ

7.2 Выбор трансформаторов тока

7.3 Выбор трансформаторов напряжения

7.4 Выбор ограничителей перенапряжения

7.5 Выбор шин

7.6 Выбор опорных изоляторов

• 8. Собственные нужды подстанции
• 9. Релейная защита
• 9.1 Расчёт релейной защиты отходящих линий
• 9.1.1 Пример расчета защиты отходящих линий на примере линии 10 кВ «Подол»
• 9.1.2 Расчет уставок защит отходящих линий
• 9.2 Расчёт релейной защиты силовых трансформаторов
• 9.2.1 Расчет дифференциальной отсечки (ДЗТ-1)
• 9.2.2 Расчет дифференциальная защиты (ДЗТ-2)
• 9.2.3 Сигнализация небаланса в плечах дифференциальной защиты
• 9.2.4 МТЗ от перегрузки
• 9.2.5 МТЗ трансформатора от токов внешних КЗ 87
• 9.2.6 Газовая защита 88
• 9.3 Устройства автоматики подстанции 90
• 9.3.1 Автоматическое включение резерва (АВР) 90
• 9.3.2 Автоматическое повторное включение (АПВ) линий 10 кВ
• 10. Выбор измерительных приборов и средств АСКУЭ
• 11. Экономическая часть ВКР
• 11.1 Сметно-финансовый расчет объекта проектирования 96

11.2 Расчет эффективности инвестиционных вложений в объект проектирования

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

Темой выпускной квалификационной работы является проектирование электроснабжения сельскохозяйственного района. Потребителями электроэнергии являются населенные пункты, мастерские. Они относятся к III категории надежности электроснабжения.

В настоящее время в связи с ростом электрических нагрузок в производственном и в бытовом секторах возникает необходимость строительства новых подстанций и реконструкции старых.

Основой системы ЭС являются электрические сети напряжением 0.38- 110 кВ, от которых снабжаются электроэнергией потребители, включая коммунально-бытовые, промышленные предприятия, объекты мелиорации и водного хозяйства, а также предприятия и организации, предназначенные для бытового и культурного обслуживания населения.

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

Рациональное проектирование сетевых ПС всех типов и категорий и, в частности, рациональное и экономичное построение главных электрических схем, выбор параметров оборудования и аппаратуры, а также оптимальная их расстановка представляет собой сложную и ответственную задачу.

1. Краткая характеристика района и объекта проектирования

Основными потребителями электроэнергии являются объекты сельскохозяйственного типа: соответствующие населенные пункты (сельские поселения, деревни) и сельскохозяйственные предприятия, специализирующиеся на молочно-мясном животноводстве. Основная масса потребителей III категории надежности, но также присутствуют и потребители II категории, потребители I категории отсутствуют.

Присоединение подстанции к системе - двумя независимыми ВЛ-110 кВ, тип подстанции - проходная.

Резервное питание части потребителей II и III категории при выходе из строя ВЛ-110 кВ можно осуществить по стороне 10-кВ, по ВЛ, соединенным с подстанцией соседнего района.

Согласно метеорологическим данным и расчетам район климатических условий принят по гололеду 2 (расчетная толщина стенки гололедного отложения 10 мм), по ветру 1 (расчетная скорость ветра 22 м/сек).

Максимальная толщина стенки гололеда 15 мм;

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

максимальный 40;

при гололеде 10.

Нормативная глубина промерзания грунта по площадке ПС - 165 см.

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

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

Температура воздуха, ⁰С:

максимальная +35;

минимальная -50;

среднегодовая +1,4;

средняя наиболее холодной пятидневки -33.

Число грозовых часов в году 20-40.

2. Расчет силовых нагрузок района

2.1 Определение расчетных нагрузок

Расчет нагрузок сетей 0,38-10 кВ производится согласно методике, приведенной в [1].

Расчёт производится по дневному и вечернему максимуму.

Коэффициент одновременности применяется при суммировании нагрузок потребителей, отличающихся друг от друга не более чем в 4 раза:

, кВт, (2.1)

, кВт, (2.2)

где , - коэффициент участия потребителей в дневном и вечернем максимуме (табл. 2 [2]);

kо - коэффициент одновременности (таблица 3 [2]);

Pд.i, Pв.i - соответственно дневной и вечерний максимум нагрузки

i-го потребителя, кВт.

Общую нагрузку группы потребителей, в которой мощности отдельных потребителей отличаются в 4 раза и более или имеют различный режим работы, определяют путем прибавления к наибольшей нагрузке P_нб долей меньших нагрузок ДPi:

, кВт. (2.3)

Расчет нагрузки сети 0,38 кВ рассмотрим на примере п. Протасово.

В данном населенном пункте имеют место: школа, детские ясли, магазин, больница, дом культуры, хлебопекарня, котельная; жилой фонд состоит из частных домов.

Спецификация и характеристика электропотребителей рассматриваемого населенного пункта приведена в таблице 2.1.1.

Расчетную нагрузку на вводах производственных и общественных потребителей принимаем по таблице П1.1 [1].

Таблица 2.1.1

Электропотребители рассматриваемого населенного пункта

№ п/п	Наименование потребителей и их характеристика	Дневной максимум РД, кВт	Вечерний максимум РВ, кВт	сosцв	Шифр нагрузки по РД 34.20.178
1	Жилой дом	1,5	4	0,95	607
2	Магазин продовольственный	10	10	0,89	551
3	Дом культуры на 150-200 мест	5	14	0,86	525
4	Общеобразовательная школа на 320 учащихся	20	40	0,89	503
5	Детские ясли	4	3	0,8	356
6	Больница на 50 коек	50	10	0,8	534
7	Хлебопекарня	5	5	0,78	379
8	Котельная	15	15	0,81	110
9	Административное здание	15	8	0,85	518

Разделяем всех потребителей населенного пункта на три группы: бытовая, общественно-коммунальная и производственная.

Группа 1 - бытовая.

Состав группы: жилые дома. Подставляя числовые значения в (2.1) и (2.2), получаем:

(кВт);

(кВт).

Группа 2 - общественно-коммунальная.

Состав группы: магазин, дом культуры, школа, детские ясли, больница, администрация. Так как мощности отдельных потребителей отличаются более чем в 4 раза, используем табличный метод расчета. Подставляя численные значения в (2.3), получаем:

(кВт);

(кВт).

Группа 3 - производственная.

Состав группы: хлебопекарня и котельная. Суммируем нагрузки с учетом коэффициента одновременности. Подставляя численные значения в (2.1) и (2.2), получаем:

(кВт);

(кВт);

Суммируя расчетную нагрузку всех трех групп согласно выражению (2.3), получаем расчетную нагрузку на шинах ТП без учета наружного освещения:

(кВт);

(кВт).

Расчетная мощность ТП определяется по вечернему максимуму нагрузки, так как он больший. Рассчитаем нагрузку уличного освещения.

Расчетная нагрузка уличного освещения определяется по следующей формуле:

кВт, (2.4)

где Pул.осв. - нагрузка уличного освещения, Вт;

Руд.ул. - удельная нагрузка уличного освещения, Вт/м, для поселковых улиц с простейшим типом покрытий и шириной проезжей части 5-7 м (Руд.ул. = 5,5 Вт/м) [2];

lул. - общая длина улиц, м, (принимаем lул. = 840 м).

Подставляя числовые значения, получаем:

(кВт).

Расчетная нагрузка ТП с учетом наружного освещения составит:

(кВт).

Полная расчетная мощность ТП со смешанной нагрузкой равна:

кВ·А, (2.5)

где _. - средневзвешенный коэффициент мощности.

Принимаем - для смешанной нагрузки.

Тогда полная расчетная мощность ТП равна:

(кВ·А).

Принимаем трансформатор типа 2хТМГ-100/10/0,4 кВ. Применяем КТП киоскового типа с воздушным вводом.

Расчетная мощность остальных ТП 10/0,4 кВ определяется аналогично и представлена в приложении 1.

Расчетная нагрузка остальных потребителей представлена в таблице 2.1.2

Таблица 2.1.2

Расчетная нагрузка потребителей

Потребитель	PР, кВт
ВЛ «Подол»
Замоставица	70,3
Бараново	180,6
Малое Безруково	219,4
Протасово	131,1
Дорожково	82,4
Данилово	119,7
Сергеево	73,9
Подол	72,4
Итого по ВЛ	720
ВЛ «Югский»
Бурцево	138,92
Еловино	178,5
Юшково	76,36
Емельяново	317,4
Воронино	282
Кобыльск	322,87
Спицыно	200,03
Югский	174,75
Слободка	72,21
Рыбино	76,36
Итого по ВЛ	1478
ВЛ «Шонга»
Маслово	221,72
Падерино	292,16
Барбалино	160,5
Шонга	223,56
Шилово	126,99
Шатенево	160,5
Емельянов Дор	126,16
Итого по ВЛ	1022
ВЛ «Голузино»
Шартаново	62,4
Наволок	264,8
Чирядка	198,4
Звезда	125,8
Курилово	168,3
Итого по ВЛ	697
ВЛ «Дорожково»
Воинская часть	271,6
Черная	374,24
Дорожково	544,7
Попово	82,4
Шатенево	204,3
Итого по ВЛ	1108
ВЛ «Захарово»
Японский поселок	308,8
Красавино	63
Недуброво	343,8
Продолжение таблицы 2.1.2.
Потребитель	PР, кВт
Княжигора	61,6
Киркино	211,5
Ваганово	75,2
Берсенево	216,9
Гаражи	103,6
Мохово	194,4
Заузлы	140,4
Захарово	95,9
Итого по ВЛ	1377
ВЛ «Кичменьга»
Раменье	55,5
Решетниково	124,5
Торопово	200,36
Новое Торопово	197,54
Слобода	62,25
Макараво	82,8
Лобаново	100,5
Подгорка	60
Поволочье	135,24
Сорокино	163,5
Итого по ВЛ	963
ВЛ «Пыжуг»
Нижняя Ентала	73,87
Верхняя Ентала	182,25
Нижний Енангск	64,5
Окончание таблицы 2.1.2.
Потребитель	PР, кВт
Верхний Енангск	72
Бакшеев Дор	203,35
Пыжуг	67,5
Итого по ВЛ	430
Итого:	7779

Суммарная нагрузка на шинах 10 кВ: кВт.

2.2 Построение графиков нагрузок районной подстанции.

Используя типовые графики нагрузок из [3] и приняв P_p. за 100% типового графика, строим суточные графики нагрузок для зимнего и летнего периодов и годовой график нагрузки.

Значение для каждой ступени мощности суточного графика нагрузок находим из выражения:

, кВт, (2.6)

где - ордината соответствующей ступени типового графика, %.

Результаты расчета представлены в таблице 2.2.1 для летнего и зимнего суточных графиков соответственно.

Таблица 2.2.1

Результаты расчета нагрузок для суточных графиков

T, ч	Летний период	Зимний период
	Рi, кВт	Рi, кВт
1	3889,5	4667,4
2	3889,5	4667,4
3	4278,45	4667,4
4	3889,5	4667,4
5	4667,4	5056,35
6	5445,3	5445,3
7	6223,2	5834,25
8	6223,2	7001,1
9	7001,1	7390,05
10	7779	7390,05
11	7390,05	7001,1
12	7390,05	6612,15
13	7001,1	6612,15
14	7001,1	6612,15
15	7390,05	6612,15
16	7390,05	7001,1
17	7390,05	7001,1
18	7390,05	7779
T, ч	Летний период	Зимний период
	Рi, кВт	Рi, кВт
19	6612,15	7390,05
20	6223,2	7001,1
21	5834,25	6612,15
22	5834,25	5445,3
23	5056,35	5445,3
24	4667,4	4667,4

По данным таблицы 2. построены суточные графики нагрузок для летнего и зимнего периода (рисунок 2.1) и (рисунок 2.2).

Рисунок 2.1 - Суточный график нагрузок для летнего периода

Рисунок 2.2 - Суточный график нагрузок для зимнего периода

Построение годового графика продолжительности нагрузок производится на основании суточного графика. Если предположить, что сельские потребители в среднем в течение года работают 200 дней по зимнему графику и 165 дней по летнему, то продолжительность действия нагрузок определяется по формуле [4]:

, (2.6)

где и - продолжительность действия нагрузки i-ой ступени для летнего и зимнего графиков соответственно.

Результаты расчётов сведены в таблице 2.2.2.

Таблица 2.2.2

Результаты расчетов продолжительности действий нагрузки i-ой ступени для летнего и зимнего графиков соответственно

Ступень графика	Мощность ступени Рi, кВт	Продолжительность действия нагрузки ti, ч
Р1	7779	365
Р2	7390	1790
Р3	7001	1495
Р4	6612	1165
Р5	5834	530
Р6	5445	765
Р7	5056	365
Р8	4667	1330
Р9	6223	495
Р10	4278	165
Р11	3889	495

Годовой график нагрузки представлен на рисунке 2.3.



Рисунок 2.3 - Годовой график нагрузки

2.3 Расчёт основных технико-экономических показателей на основании графиков нагрузок

Потребляемая электроэнергия за год:

, МВт•ч, (2.7)

где P_i - мощность i-ой ступени графика, МВт;

t_i - продолжительность ступени, ч.

= 7,77·365+7,39·1790+7·1495+6,61·1165+5,83·530+5,44·765+5·365+

+4,66·1130+6,22·495+4,27·165+3,88·495 = 54276,15 (МВт·ч).

Средняя нагрузка подстанции за год:

, МВт•ч (2.8)

(МВт)

Продолжительность использования максимальной нагрузки:

, ч, (2.9)

(ч).

Время наибольших потерь:

, ч, (2.10)

(ч).

2.3 Определение расчётной мощности подстанции

При определении расчетной мощности подстанции следует учесть мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН), которые обычно присоединяются к сборным шинам НН, а также коэффициент перспективы роста нагрузок на 5-10 лет (К₁₀ = 1,25). Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается в пределах 0,5% от мощности ПС. Расчетную мощность подстанции определим по формуле:

S_{расч.п/с} = (S_расч+0,005S_расч.)К_10, (2.11)

где S_расч. = Р_рУ /cos - расчетная мощность нагрузки подстанции, кВА.

Подставляя численные значения в (2.11), получаем:

S_{расч.п/с} = ((7779/0,83)+0,005(7779/0,83)) 1,25 = 11761,8 (кВ•А).

3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов 110/10 кВ

Среди потребителей присутствуют электроприемники 1 и 2 категории надежности. Согласно ПУЭ, электроприёмники первой категории должны иметь электроснабжение от двух независимых взаиморезервируемых источников питания, поэтому выбираем к установке два трансформатора.

Для двухтрансформаторной подстанции рекомендуется установка трансформаторов одинаковой мощности; мощность трансформаторов определяется исходя из расчетной мощности подстанции и коэффициента загрузки:

, кВ•А. (3.1)

где N - число трансформаторов;

К_З - коэффициент загрузки (К_З = 0,7).

(кВ•А).

Рассмотрим несколько возможных к установке вариантов трансформаторов:

1 вариант - 2х ТМН-6300/110/10;

2 вариант - 2х ТДН-10000/110/10;

3 вариант - 2х ТДН-16000/110/10.

Коэффициент загрузки трансформаторов в часы максимума нагрузки определим по формуле:

, (3.2)

Подставляя численные значения в (3.2) получаем = 0,93, = 0,58,

Для всех рассматриваемых вариантов систематическая перегрузка при нормальном режиме работы отсутствует.

Проверим трансформаторы на возможность работы в аварийном режиме.

Допустимый коэффициент аварийной перегрузки находим по [5] исходя от h = 24 ч при средней температуре охлаждающей среды за время действия графика _охл = -10,80 ⁰С: для варианта 1 - К_ав.доп. = 1,5; для вариантов 2,3 - К_ав.доп. = 1,5.

Коэффициенты аварийной перегрузки определяются по формуле:

(3.3)

Подставляя численные значения в (3.3) получаем следующие соотношения расчетных и допустимых коэффицентов аварийной перегрузки для рассматриваемых вариантов:

;

;

.

Вариант 1 по условию аварийной перегрузки не проходит.

Выполним технико-экономическое сравнение вариантов 2 и 3.

Технико-экономического сравнение вариантов производится по приведённым затратам. Приведённые затраты определяем по формуле

З_У = (Е+Н_а)?К+И_ДW+И_ОБСЛ., тыс.руб./год, (3.4)

где Е - нормативный коэффициент экономической эффективности (Е = 0,160), год;

К - полные капитальные затраты с учетом стоимости оборудования и монтажных работ, тыс. руб.;

И_ДW - стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб./год;

Н_а - норма амортизационных отчислений (Н_а = 0,035), год;

И_ОБСЛ. - затраты на обслуживание тыс. руб.

Капитальные затраты рассчитываем по формуле:

К = Ц_о ( 1 + у_т + у_с + у_м), тыс.руб., (3.5)

где Ц_о - оптовая цена оборудования, тыс. руб;

у_т - коэффициент, учитывающий транспортно - заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования;

у_т = 0,005,

у_с - коэффициент, учитывающий затраты на строительные работы (у_с = 0,020);

у_м - коэффициент, учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования, у_м = 0,100.

По (3.5) определяем капитальные затраты для варианта 2:

К₍₂₎ = 10000,000 (1 + 0,005+0,020+0,100) = 11250,000 (тыс. руб.).

Потери в трансформаторах, при раздельной работе, рассчитываем по формуле:

И_ДW.тр. = С₀?(N_тр??Р_хх?Т_г + к_з²??Р_кз?ф_n• N_тр ), тыс. руб./год, (3.6)

где Т_г - годовое время работы трансформатора в зависимости от мощности, ч;

С₀ - стоимость электроэнергии, кВтч (тариф на электроэнергию для населения Вологодской области, проживающего в сельских населенных пунктах С₀ = 2,68 руб./кВтч);

N_тр - количество трансформаторов, шт.;

к_з - коэффициент загрузки;

?P_ХХ - потери активной мощности в трансформаторе в режиме холостого хода, кВт;

?P_КЗ - потери активной мощности в трансформаторе в режиме короткого замыкания, кВт;

- время максимальных потерь, ч.

По (3.6) определяем потери в трансформаторе для варианта 2:

И_ДWтр.(2) = 2,850 (2?18,000?8760 + 0,490² ?60?5840,049•2) =

= 1378,327 (тыс. руб).

Затраты на обслуживание и ремонт рассчитываем по формуле:

И_обсл = (Н_обсл + Н_рем)•К_н, тыс. руб/год, (3.8)

где К_н - капитальные вложения в новое оборудование, тыс. руб;

Н_обсл, Н_рем - нормы отчислений на ремонт и обслуживание, %

(Н_обсл = 0,010, Н_рем = 0,029).

По (3.8) определяем затраты на обслуживание и ремонт для варианта 2:

И_обсл(2) = (0,010 +0,029)• 11250,000 = 438,750 тыс. руб./год.

По (3.4) определяем приведенные затраты для варианта 2:

З_У(2) = (0,035+0,160)• 11250+1378,327+438,750 = 4010,827, тыс. руб./год.

Для варианта 3 расчет ведется аналогично. Результаты расчета сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1

Технико-экономическое сравнение вариантов КТП

Параметр	Размерность	вариант 2	вариант 3
		2х ТДН-10000/110	2х ТДН-16000/110
КЗ	-	0,490	0,310
РХХ	кВт	18,000	21,000
РКЗ	кВт	60,000	90,000
N•Рхх•Т	кВтМч	315360,000	367920,000
N•Ркз•кз2•	кВтМч	168263,489	101021,166
ДW	кВтМч	483623,489	468941,166
ИДW.тр	тыс. руб.	1378,327	1336,482
К	тыс. руб.	11250	18000
Иобсл.тр	тыс. руб.	438,750	702
ЗУ	тыс. руб.	4010,827	5548,482

Затраты на вариант 3 больше, кроме того он характеризуется слишком низким коэффициентом загрузки в нормальном режиме работы (К_З = 0,31).

Таким образом, окончательно к установке принимаем 2-й вариант: 2х ТДН-1000/110/10.

4. Расчет ВЛ-10 кВ

Для воздушных линий сельскохозяйственных потребителей выбор проводов осуществляется по следующим условиям:

1) по номинальному току:

I_н ? I_р = , (4.1)

2) по экономической плотности тока:

F_р = , (4.2)

где J_эк = 1,1 - экономическая плотность тока для сельскохозяйственных потребителей, согласно [1].

Выбранный провод должен проверяться на допустимые потери напряжения:

ДU% = <10% (4.3)

где l - длина линии, км;

R_o, X_o - активное удельное и реактивное сопротивление проводника, Ом.

ц _линии = arctg (Q_линии/P_линии) (4.4)

4.1 Расчет нагрузок на магистралях линий

Расчет нагрузок для участков линий проведен в разделе 2. Результаты расчетов приводятся в приложении А. В качестве примера рассматриваем ВЛ - 10 кВ «Подол», для этой ВЛ результаты расчетов нагрузок по участкам сведены в таблицу 4.1.1. Схема ВЛ приведена на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1 - Схема ВЛ - 10 кВ «Подол» с нагрузками

Таблица 4.1.1

Расчетные нагрузки по участкам

Потребитель	SР, кВА	Sтр, кВА
ВЛ Подол
Замоставица	84,7	100
Бараново	217,6	250
Малое Безруково	221,3	250
Протасово	158	2х100
Дорожково	99,3	160
Данилово	144,2	160
Сергеево	89,0	100
Подол	87,2	100

В соответствие с рисунком 4.1 рассчитываются токи и нагрузки на магистрали и отпайках линии. Суммирование мощностей производим с учетом коэффициента одновременности. Результаты расчетов сведены в таблицу 4.1.2.

Таблица 4.1.2

Расчет токов и нагрузок отпаек и магистрали

Участок	Sн,, кВА	Iуч,, А
8-7	S1,8 = 87	5
7-6	У(S1.7, S1.8) = 171	9,8
6-5	У(S1.8, S1.7, S1.6) = 284	16,4
5-4	У(S1.8, S1.7, S1.6, S1.5) = 360	20,8
4-3	У(S1.8, S1.7, S1.6, S1.5, S1.4) = 459	26,5
3-2	У(S1.8, S1.7, S1.6, S1.5, S1.4, S1.3) = 638	36,8
2-1	У(S1.8, S1.7, S1.6, S1.5, S1.4, S1.3, S1.2) = 800	46,2
1-0	У(S1.8, S1.7, S1.6, S1.5, S1.4, S1.3, S1.2, S1.1) = 855	49,4

4.2 Выбор сечения проводов на участках линий и определение потерь напряжения

Сечение проводов в сельских воздушных линиях напряжением 10кВ выбираются в соответствии с рекомендацией ПУЭ о выполнении магистрали ВЛ проводами неизменного сечения и не менее 50 мм2.

Принимается к выполнению магистраль воздушной линии 10кВ проводом СИП-3 сечением не менее 50 мм², а отпайки проводом СИП-3 сечением не менее 35 мм².

Определяются потери напряжения на участках линии 10кВ.

Для самонесущих изолированных проводов типа СИП реактивное сопротивление не нормируется. Поэтому потери напряжения рассчитываются без учета реактивной составляющей.

В качестве примера рассмотрим определение потерь напряжения для участка линии 8-7 (к ТП 1.8 «Подол»). Участок выполнен проводом СИП-3 сечением 35 мм², которому соответствует:

R_o7-8 = 0,641 Ом/км,

S_7-8 = 104 кВА, Р_7-8 = 86,3 кВт, Q_7-8 = 70,2 квар;

L_7-8 = 0,95 км, U_ном = 10000 В;

F_р = ;

ДU_7-8 = = 0,05 %.

Выбираем сечение участка линии F_уч.р 35 мм².

Выбор сечения и определение потерь напряжения на других участках линии выполняется аналогично, результаты расчетов сведены в таблицу 4.2.1

Таблица 4.2.1

Выбор сечения проводов ВЛ «Подол»

Участок	Sуч. кВ·А	Iуч., А	Fуч.р., мм2	Принятое сечение, мм2	R уч.o , Ом/км	l уч. ,км	ДU1.8, %
8-7	87	5	5	35	0,868	0,95	0,05
7-6	171	9,8	9	35	0,868	1,5	0,14
6-5	284	16,4	15	35	0,868	1,3	0,20
5-4	360	20,8	19	35	0,868	1,25	0,25
4-3	459	26,5	24	35	0,868	1	0,25
3-2	638	36,8	34	50	0,641	2,45	0,85
2-1	800	46,2	42	50	0,641	1,3	0,57
1-0	855	49,4	45	50	0,641	2	0,93
	2,31

Расчет по остальным линиям 10 кВ аналогичен расчету ВЛ-10 кВ «Подол», результаты расчета сведены в таблицу 4.2.2.

Таблица 4.2.2

Выбор сечения проводов линий 10 кВ

Участок	Sуч. кВ·А	Iуч., А	Fуч.р. мм2	Принятое сечение, мм2	R уч.o , Ом/км	l уч. ,км	ДU, %
ВЛ-10 кВ «Югский»
10-0	1720	99,4	90	95	0,32	10,25	4,8
ВЛ-10 кВ «Шонга»
7-0	1198	70	63	70	0,443	10,25	4,62
ВЛ-10 кВ «Голузино»
5-0	814	47	43	50	0,641	7,25	3,22
ВЛ-10 кВ «Дорожково»
5-0	1140	66	60	70	0,443	8,25	3,54
ВЛ-10 кВ «Захараво»
11-0	1609	93	85	95	0,320	12,1	5,3
ВЛ-10 кВ «Кичменьга»
10-0	1130	65,3	59	70	0,443	12	5,11
ВЛ-10 кВ «Пыжуг»
6-0	630	36,4	33	50	0,641	12,3	4,22

ВЛ 10 кВ выполняем на деревянных опорах. Линейная арматура производства ЗАО «МЗВА», штыревые изоляторы фарфоровые, подвесные - стеклянные.

5. Выбор и сравнение вариантов схем ОРУ ВН

При выборе главной схемы подстанции необходимо учитывать несколько основных факторов:

- требуемая надежность работы РУ;

- коммутация высоковольтных линий, трансформаторов и компенсирующих устройств с учетом перспективы развития ПС;

- возможность и безопасность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения присоединений или с отключением присоединений при соответствующем обосновании и согласовании;

- наглядность, удобство эксплуатации, компактность и экономичность;

- ремонтопригодность;

- стоимость РУ.

В соответствии с задачами электроснабжения разрабатываемая подстанция является проходной. Подстанция имеет два трансформатора и две отходящие ВЛ 110 кВ. Для ПС 35, 110 и 220 кВ на стороне ВН при четырех присоединениях (2ВЛ+2Т) и необходимости осуществления секционирования сети применяются мостиковые схемы

Для проходных двухтрансформаторных ПС с двухсторонним питанием при необходимости сохранения в работе двух трансформаторов при КЗ (повреждении) на ВЛ в нормальном режиме работы ПС рекомендуется применить схему мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий (рисунок 5.1). При необходимости сохранения транзита при КЗ (повреждении) в трансформаторе рекомендуется применить схему мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов (рисунок 5.2.)

Принимая во внимание тот факт, что КЗ на воздушных линиях происходят реже, чем в трансформаторах, принимаем схему ОРУ - мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий.

Рисунок 5.1 - Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий

Рисунок 5.2 - Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов

На стороне 10 кВ применяется комплектное распределительное устройство на базе ячеек К-59 по схеме с одной секционированной системой шин.

6. Расчет токов короткого замыкания

Расчёт токов короткого замыкания проводится для выбора и проверки параметров основного силового оборудования, а также для выбора уставок необходимых средств релейной защиты и автоматики.

В соответствии с [7] введём ряд допущений, упрощающих расчёт и не вносящих в него существенных погрешностей:

- линейность всех элементов схемы;

- приближенный учёт нагрузок;

- пренебрежение активными сопротивлениями при X / R > 3;

- симметричность всех элементов за исключением мест короткого замыкания;

- токи намагничивания трансформаторов не учитываются.

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

6.1 Расчётная схема установки

Рисунок 6.1 - Расчетная схема с обозначением ступеней напряжения

Под расчетной схемой установки понимают упрощенную однолинейную схему электроустановки с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на расчет токов КЗ. Расчетная схема с обозначением ступеней напряжения представлена на рисунке 6.1.

6.2 Составление схемы замещения и определение ее параметров

Схема замещения для нормального режима работы представлена на рисунке 6.2. Расчет проводится в относительных единицах.

Рисунок 6.2 - Схема замещения для нормального режима работы

За базисную мощность принимаем мощность трансформатора:

S_б = S_тр-р = 10 МВА

Определим базисные напряжения и токи ступеней напряжений:

ВН: U_б,I = 115 кВ;

 (кА)

НН: U_б,II = 10,5 кВ;

(кА)

Параметры энергосистем.

Мощность трехфазного короткого замыкания:

, МВ·А, (6.1)

где I_кзВН - ток короткого замыкания на шинах высокого напряжения, кА.

(МВ·А)

(МВ·А)

Сопротивления линий электропередач:

W1:

= 0,27 Ом/км; Ом/км.

Значения сопротивлений всех других линий определяются аналогично и приведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1

Сопротивления линий

Обозначение параметра	Значение параметра для линии
	W1	W2	W3	W4	W5	W6	W7	W8	W9	W10
UНОМ, кВ	110	110	10	10	10	10	10	10	10	10
Сечение провода	120	120	95	70	50	70	95	70	50	50
, Ом/км	0,27	0,27	0,32	0,443	0,641	0,443	0,32	0,443	0,641	0,641
, Ом/км	0,365	0,365	-	-	-	-	-	-	-	-
, км	27	21	10,25	10,25	7,25	8,25	12,1	12	12,3	11,7
	0,005	0,004	0,29	0,41	0,42	0,33	0,35	0,48	0,71	0,68
	0,007	0,0058	-	-	-	-	-	-	-	-
	0,08	0,007	0,29	0,41	0,42	0,33	0,35	0,48	0,71	0,68

Трансформаторы Т1, Т2:

Активное сопротивление трансформаторов во много раз меньше индуктивного, поэтому в расчете не учитываем активное сопротивление обмоток трансформатора.

6.3 Расчет токов короткого замыкания

Расчет проводится для следующих возможных режимов работы сети:

Нормальный режим работы (максимальный), когда по стороне 110 кВ осуществляется транзит мощности (Q1 включен), трансформаторы на раздельной работе по стороне 10 кВ.

Минимальный, когда линия W1 отключена (W1, так как режим минимума подразумевает питание подстанции от энергосистемы с меньшим значением S_k⁽³⁾, т.е. в данном случае С1), трансформаторы на раздельной работе по стороне 10 кВ.

Ток трехфазного короткого замыкания:

, (6.5)

где - полное суммарное эквивалентное сопротивление от источника питания до расчётной точки КЗ.

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

, кА.(6.6)

Ударный ток в точке КЗ:

кА, (6.7)

где - ударный коэффициент.

Ударный коэффициент определяется по формуле:

, (6.8)

где - расчётная постоянная времени, учитывающая затухание амплитуды периодической составляющей тока КЗ.

Постоянная времени определяется из выражения:

с, (6.9)

где и - суммарные сопротивления схемы замещения, в которую все элементы введены соответственно только индуктивными и только активными сопротивлениями.

Расчёт токов КЗ производим без учёта подпитки со стороны нагрузки.

В качестве примера рассмотрен расчет токов КЗ в точке К1.

Максимальный режим.

Преобразуем схему замещения к простейшему виду. Простейшей называется схема, в которой каждый источник э.д.с. связан с местом повреждения через одно сопротивление.

Изначально схема замещения для расчета точки К1 имеет вид, представленный на рисунке 6.3.

Рисунок 6.3 - Начальная схема замещения для расчета точки К1

Сложим сопротивления последовательно соединенных ветвей 0 - 1 и 1 - 2, 2 - 3 и 3 - 0:

Z₅ =

Z₆ = .

Полученная в результате такого преобразования схема является простейшей и представлена на рисунке 6.4.

Рисунок 6.4 - Начальная схема замещения для расчета точки К1

Находим ток трехфазного короткого замыкания в точке К1:

Суммарный ток к. з. в точке К1:

Определим ударный ток в точке К1.

Постоянная времени первой ветви:

Ударный коэффициент:

Тогда, ударный ток 1-ой ветви:

Постоянная времени 2-ой ветви:

Ударный коэффициент:

Тогда, ударный ток 2-ой ветви:

Суммарный ударный ток трехфазного к. з. для точки К1:

Расчеты для других точек проводятся аналогично. Результаты расчетов представлены в таблице 6.2.

Таблица 6.2

Результаты расчета токов короткого замыкания

Точка КЗ	Максимальный режим	Минимальный режим
	Z?	,кА	iу, кА	,кА	Z?	,кА	кА	iу, кА
К1	0,057	3,85	8,51	3,3	0,020	2,451	2,1	6,6
К2	0,057	3,85	8,51	3,3	0,020	2,451	2,1	6,6
К3	0,12	4,57	10,87	3,93	0,13	4,32	3,71	10,73
К4	0,12	4,57	10,87	3,93	0,13	4,32	3,71	10,73
К5	0,29	1,84	5,07	1,58	0,29	1,83	1,58	5,08
К6	0,41	1,31	3,62	1,12	0,41	1,30	1,12	3,62
К7	0,42	1,28	3,53	1,10	0,42	1,27	1,09	3,54
К8	0,33	1,62	4,47	1,39	0,33	1,61	1,39	4,48
К9	0,35	1,53	4,22	1,31	0,35	1,52	1,31	4,23
К10	0,48	1,12	3,10	0,96	0,48	1,11	0,96	3,10
К11	0,71	0,76	2,11	0,65	0,71	0,76	0,65	2,11
К12	0,68	0,79	2,20	0,68	0,68	0,79	0,68	2,20

6.4 Расчет токов замыкания на землю

Расчет токов замыкания на землю в сетях, работающих с изолированной нейтралью, производится с целью определения необходимости компенсации емкостных токов, путем установки заземляющих дугогасящих реакторов. Согласно ПУЭ, компенсация предусматривается в нормальном режиме в сетях 3-20 кВ, имеющих железобетонные опоры на воздушных линиях, и во всех сетях 35 кВ, при емкостном токе более 10 А.

Ток однофазного замыкания на землю в соответствии с [8], с точностью для практических расчетов, в том числе, для решения вопроса о необходимости компенсации емкостного тока замыкания на землю, рассчитываем по формуле:

I_з⁽¹⁾ = 3 • U_ф ? щ ? С_уд• L, А, (6.10)

где U_ф - напряжение фазы сети, кВ;

щ - угловая частота напряжения сети, с^-1;

С_уд - емкость 1 км фазы сети относительно земли, мкФ/км;

L - общая протяженность сети, км.

Но с точностью для практических расчетов, в том числе, для решения вопроса о необходимости компенсации емкостного тока замыкания на землю, расчет производим по формуле:

А, (6.11)

где U_ном - номинальное напряжение сети, кВ;

L_в - общая протяженность воздушных линий сети, км;

L_к - общая протяженность кабельных линий , км.

В данном случае, раздельная работа силовых трансформаторов (секционные выключатели отключены) является нормальным режимом.

Определим ток однофазного замыкания на землю для ля отходящих линий 10 кВ:

(А).

Согласно [4], компенсация емкостного тока замыкания на землю должна применяться при значениях этого тока в нормальных режимах:

в сетях напряжением 3-20 кВ, имеющих железобетонные и металлические опоры на воздушных линиях электропередачи, и во всех сетях напряжением 35 кВ - более 10 А. В нашем случае компенсация не требуется.

7. Выбор и проверка оборудования на пс к воздействию токов кз

7.1 Выбор и проверка выключателей и разъединителей

Выключатели и разъединители выбираются по следующим условиям:

1) ;

2) ;

3) ,

где ток короткого трёхфазного замыкания в максимальном

режиме (из таблицы 6.2);

4)

где ток динамической стойкости выключателя или разъединителя;

сквозной предельный ток выключателя или разъединителя;

ударный ток короткого замыкания (из таблицы 6.2).

5)

где номинальный ток термической стойкости выключателя;

номинальное время термической стойкости (3-4 сек.);

тепловой импульс тока короткого замыкания.

кА²•с. (7.1)

с. (7.2)

где полное время срабатывания выключателя, с;

время срабатывания релейной защиты, с;

собственное время отключения выключателя, с.

7.1.1 Выбор выключателей и разъединителей на стороне 110 кВ

Рассчитываем максимальный рабочий ток:

А, (7.3)

где S_р.п/ст - максимальная расчётная мощность подстанции.

Следует отметить, что так как подстанция проходного типа, максимальный рабочий ток, проходящий через секционный выключатель, зависит не только от максимальной расчетной мощности подстанции, но и параметров транзитного режима. Исходя из этого, максимальный рабочий ток через секционный выключатель принимается = 300 А.

Согласно напряжению электроустановки и максимального рабочего тока, предварительно выбираем выключатель ВГТ-110-II*-40/2000УХЛ1.

Проверим выключатель по отключающей способности и на электродинамическую стойкость.

Согласно таблице 6.2, значения периодической составляющей тока КЗ и ударного тока КЗ в месте установки выключателя имеют значения и соответственно. Проверяем выполнение условий для выбранного выключателя:

Условия выполняются.

Проверяем выключатель по термической стойкости.

Для выбранного выключателя:

По (7.1) рассчитываем тепловой импульс тока короткого замыкания:

То есть, условие термической стойкости выполняется:

.

Таким образом, выключатель ВГТ-110-II-40/200УХЛ1 удовлетворяет всем условиям выбора и окончательно принимается к установке.

Выбираем разъединители РДЗ-110, с моторными приводами типа ПРГ-2БУХЛ1. Для трансформаторных выбираем разъединители с одним комплектом заземляющих ножей; для линейных разъединителей, разъединителей ремонтной перемычки и разъединителей шинных I и IIс.ш. - с двумя комплектами заземляющих ножей.

Проверка разъединителей проводится аналогично проверке выключателей. Выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям.

Технические данные выключателей и разъединителей 110 кВ приведены в приложении 3.

7.1.2 Выбор выключателей на стороне 10 кВ

Максимальный рабочий ток:

Согласно напряжению электроустановки и рассчитанного максимального рабочего тока, предварительно выбираем выключатель BB/TEL -10-12.5/1000-У2.

Проверим выключатель по отключающей способности и на электродинамическую стойкость.

Согласно таблице 6.2, значения периодической составляющей тока КЗ и ударного тока КЗ в месте установки выключателя имеют значения и соответственно. Проверяем выполнение условий для выбранного выключателя:

Условия выполняются.

Проверяем выключатель по термической стойкости.

Для выбранного выключателя:

По (7.1) рассчитываем тепловой импульс тока короткого замыкания:

То есть, условие термической стойкости выполняется:

Таким образом, выключатель BB/TEL-10-12.5/1000-У2 удовлетворяет всем условиям выбора и окончательно принимается к установке.

Выбор линейных выключателей осуществляется по наиболее нагруженной линии. Принимается к установке выключатель BB/TEL-10-12.5/1000-У2. Выключатель удовлетворяет всем условиям проверки.

Технические данные выбранных выключателей по стороне 10 кВ приведены в приложении 3.

7.2 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока предназначены для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения, а также для питания цепей вторичной коммутации.

Выбор трансформаторов осуществляется:

1) по напряжению установки U_цеп?U_ном;

2) по току I_pmax?I_1ном ;

3) по конструкции и классу точности;

4) по электродинамической стойкости i_уд?i_дин ;

5) по термической стойкости B_k?I_T²t_T; По напряжению и максимальному рабочему току на стороне 110 кВ выбираем трансформаторы тока, встроенные в силовой трансформатор типа ТВТ-110-I-300/5.

Выбранный трансформатор удовлетворяет условию электродинамической прочности i_уд = 8,51кА? i_дин = 40кА и проходит по условию термической стойкости B_k = 2,64кА•с? I_T²t_T = 1200кА•с.

Также устанавливаем наружные элегазовые трансформаторы тока ТГФМ-110-У1-100/5. Данный трансформатор также удовлетворяет условиям выбора.

К установке трансформаторов тока на секционный выключатель 110 кВ принимаем ТГФМ-110-У1-300/5.

Для стороны 10 кВ, исходя из выбора по напряжению и максимальному рабочему току принимаем к установке ТОЛ-10 с кратностью тока 600/5. Трансформатор удовлетворяет условиям проверки по электродинамической и термической стойкости соответственно: i_уд = 10,87кА? i_дин = 40кА и проходит по условию термической стойкости:B_k = 2,73кА•с? I_T²t_T = 1600кА•с.

Результаты выбора трансформаторов для отходящих линий 10 кВ сведены в таблицу 7.1.

Технические параметры всех выбранных трансформаторов тока представлены в таблице 7.2.

Таблица 7.1

Технические параметры ТТ

Наименование	ТОЛ-10	ТОЛ-1-1
Номинальное напряжение, кВ	10 или 11
Номинальная частота, Гц	50 или 60	50 или 60
Номинальный первичный ток, А	50, 80, 100, 150, 200, 300, 400, 600	5, 10, 15, 20, 30, 40, 50, 75, 80, 100, 150, 200, 300, 400, 500, 600, 750, 800, 1000, 1200, 1500, 2000
Класс точности вторичной обмотки для измерений вторичной обмотки для защиты	0,5; 0,5S; 0,2; 0,2S10P	0,5; 0,5S; 0,2; 0,2S10Р
Номинальный вторичный ток, А	1; 5
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	12	12
Масса, кг	20	20

Таблица 7.2

Параметры ТТ на отходящих линиях 10 кВ

Место установки	Uном кВ	Расчётные данные	Номинальные параметры ТОЛ-10
		Iраб.max,A	Iуд, кА
Подол	10	49,4	10,87	22,85	50/5	8	48
Югский	10	99,4	10,87	22,85	100/5	51	306
Шонга	10	70	10,87	22,85	75/5	20	120
Голузино	10	47	10,87	22,85	50/5	8	48
Дорожково	10	66	10,87	22,85	75/5	20	120
Захарово	10	93	10,87	22,85	100/5	51	306
Кичменьга	10	65,3	10,87	22,85	75/5	20	120
Пыжуг	10	36,4	10,87	22,85	50/5	8	48

7.3 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартной величины и для отделения цепей измерительных приборов и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Условием выбора трансформатора напряжения является принимаем к установке на шинах 110 кВ НКФ-110-У1, на шинах 10 кВ НАМИ-10-У3. Технические данные выбранных трансформаторов приведены в таблице 7.3 и 7.4

силовой трансформатор подстанция мощность ток

Таблица 7.3

Технические данные ТН НКФ-110-У1

Типоисполнение	Номинальные напряжения обмоток, В	Номинальные мощности, В·А в классах точности	Предельная мощность, В·А
НКФ-110-94 У1НКФ-110-94 Т1НКФ-110-94 ХЛ1	первичной	Вторичной	0,5	1,0	3,0	2000
		основной	Дополнительной
	110000 v 3	100 v 3	100	500	1000	300

Таблица 7.4

Технические данные ТН НАМИ-10-У3

Наименование параметра	Норма
	НАМИ-6 У3	НАМИ-10 У3
Номинальное напряжение обмоток, В:- первичной- вторичной- дополнительной вторичной	60001003; 100	100001003; 100
Номинальная мощность, ВА:- основных вторичных обмоток- дополнительных вторичных обмоток	7530	7530
Предельная мощность, ВА	1000	1000
Ток холостого хода, не более, А	1,5	1,5
Основная погрешность- по напряжению- по углу	±0,520	±0,520
Масса, кг	110	115
Средний срок службы, лет	25	25

7.4 Выбор ограничителей перенапряжения

Защиту от перенапряжений изоляции трансформаторов и аппаратуры выше 1кВ подстанции выполняем ограничителями перенапряжения. ОПН устанавливаются на каждую сторону 110 и 10кВ, а также в нейтрали силовых трансформаторов.

Главным обстоятельством, определяющим безаварийную работу ограничителей, является длительное допустимое рабочее напряжение на аппарате U_нр. Напряжение на подстанциях в нормальном режиме должно быть не более для сетей 110 кВ и не более для сетей 10 кВ.

Следующим из основных параметров, определяющих электрические характеристики нелинейных ограничителей перенапряжений, является величина импульсного тока, допустимого через варисторы упомянутых защитных аппаратов.

На вводах высшего напряжения и в нейтрали силовых трансформаторов устанавливаются ОПН/TEL 110-УХЛ1, производства Таврида-электрик.

В ячейках 10 кВ предусматривается установка ОПН/TEL, производства Таврида-электрик.

Технические параметры выбранных ОПН представлены в приложении 4.

7.5 Выбор шин

Шины всех РУ выполняем жесткой конструкции. Выбор шин производится по следующим условиям [6, с.220]:

1) по допустимому току

2) на термическую стойкость

Где s - сечение выбранной шины;

(7.4)

Где s_min - минимальное сечение по термической стойкости;

В_к - тепловой импульс, А²·с;

С - коэффициент зависящий от материала шин. Для алюминиевых шин [1, с.167] принимаем ;

3) на электродинамическую стойкость (производится определение частоты собственных колебаний шин):

f₀ = , Гц, (7.5)

где f₀ - частота собственных колебаний шин, Гц;

l - длина провода между изоляторами, м;

s - сечение шины, см²;

J - момент инерции поперечного сечения шины, см⁴;

Для шин трубчатого сечения

см⁴. (7.6)

где D - наружный диаметр шины, см;

d - внутренний диаметр шины, см.

Если частота собственных колебаний f₀< 200 Гц, то производится механический расчет по условию:

(7.7)

где у_доп - допустимое механическое напряжение в материале шин,

МПа. По [6, таблица 4.2] принимаем для алюминиевых

шин у_доп = 40 МПа:

МПа; (7.8)

Где у_доп - расчетное механическое напряжение, МПа;

i_уд - ударный ток, А;

l - длина пролета между изоляторами, м;

а - расстояние между фаз, м;

W - момент сопротивления шины, см³.

Для шин трубчатого сечения:

см³. (7.9)

Для ошиновки ОРУ-110 кВ выбираем шины трубчатого сечения из алюминиевого сплава 1915Т. Расположение фаз - горизонтальное. Сечение шины s = 87 мм², наружный диаметр D = 20 мм, внутренний диаметр d = 17 мм, допустимый ток I_доп = 345 А.

Проверяем шины по допустимому току:

I_max = 300 А < I_доп = 345 (А).

Проверяем шины на термическую стойкость:

мм²<s = 87 (мм².)

Проверяем шины на электродинамическую стойкость:

Принимаем длину пролета l = 4 м, тогда частота собственных колебаний:

f₀ = ;

т.е. требуется механический расчет. Момент сопротивления шины:

Принимаем междуфазное расстояние а = 2 м, тогда механическое напряжение в материале шины по (7.8):

у_расч = = 25,4 (МПа);

Таким образом, шины удовлетворяют условию механической прочности.

Выбор сборных шин 10 кВ.

Максимальное значение тока на шинах 10 кВ:

По [5] выбираются алюминиевые шины прямоугольного сечения, размером допустимый ток

Проверяем выбранные шины по условиям:

1) по допустимому току:

679,8 (А) < 765 (А).

2) термической стойкости:

3) электродинамической стойкости:

см^4,, (7.10)

где b - толщина шины, см;

h - ширина шины, см.

(см⁴⁾.

Принимаем длину пролета l = 1 м, тогда частота собственных колебаний:

f₀ = ;

Значит, механический расчет не требуется.

Сборные шины удовлетворяют всем условиям выбора.

Для связи трансформаторов с распредустройствами всех напряжений применяются гибкие токопроводы.

Выбор токопроводов 110 кВ.

Определяем сечение:

По [9, таблица 4.5] при Т_max = 6925 ч для 110 кВ принимаем j_эк = 1,1 А/мм².

Выбирается провод АС-150/24.

наружный диаметр провода d = 17 мм.

Проверяем выбранное сечение на термическую стойкость:

S_min = <150 мм².

Проверяем выбранное сечение по нагреву:

I_max = 420A<I_доп = 331А

Фазы расположены горизонтально, расстояние между фазами а = 3 м.

Проверка шин на схлёстывание не проводится, так как по [1, с.374].

Проверка по условию коронирования.

Начальная критическая напряжённость:

(7.11)

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость провода, m = 0,82;

- радиус провода, мм.

Напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода:

где D_ср - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, см.

Условия проверки по [8, с.237]:

(7.12)

.

Таким образом выбранный провод АС-150/24 удовлетворяет всем условиям проверки и окончательно принимается к установке в качестве гибкого токопровода на стороне 110 кВ.

Выбор токопроводов 10 кВ:

Выбираем провод марки 3хАС-185, I_доп = 1530 А.

Проверяем выбранное сечение на термическую стойкость:

S_min = < 185 мм².

Проверяем выбранное сечение по нагреву:

I_max = 571,4 A, что меньше I_доп = 1530 А.

Проверка на электродинамическую стойкость не требуется, т.к. I_K³ = 4,55 кА < 20 кА.

7.6 Выбор опорных изоляторов

В РУ всех напряжений предполагается жёсткая ошиновка, жёсткие щиты крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям [2, c.226] ;

- по номинальному напряжению: U_уст ? U_ном ;

- по допустимой нагрузке: F_расч ? F_доп ,

где F_доп - допустимая нагрузка на головку изолятора.

F_доп = 0,6 F_разр ,

где F_разр - разрушающая нагрузка на изгиб.

При горизонтальном и вертикальном размещении изоляторов расчётная сила, действующая на изолятор, H:

F_расч = ,

где i_уд - ударный ток, А;

? - длина пролёта между изоляторами, м;

a - расстояние между фаз, м.

F_{длит.допуст.} = 2000 Н, F_{мин.разр.} = 5500 Н;

F_расч = = 17,29 Н.

Таким образом, F_расч < F_доп.

На стороне 110 кВ устанавливаем полимерные опорные изоляторы стержневого типа ИОСПК-10-110/480-II-УХЛ1. Шинная опора выполнена в виде изоляционной колонны, установленной на сварном основании, с закрепленным на ней шинодержателем с экраном (экранами). Основание выполнено из стали и защищено от коррозии методом горячего цинкования. Экраны предназначены для защиты верхних элементов конструкции опоры от коронирования и для улучшения распределения напряжения по высоте колонны. Экраны закрепляются на шинодержателях кронштейнами. Их данные приведены в таблице 7.5.

Таблица 7.5

Технические характеристики изолятора ИОСПК-10-110/480-II-УХЛ1

Номинальное напряжение, Кв	110
Испытательное напряжение полного грозового импульса, кВ	480
При напряжении Uнр/V3 кВ уровень радиопомех, дб (мкВ) не более (при отсутствии видимой короны на фланцах и оконцевателях изолятора)	60(500)
Минимальная разрушающая сила при изгибе, кН, не менее (во всем диапазоне рабочих температур)	10
Длина пути утечки, см, не менее	250/280
Масса, кг, не более	16

На стороне 10кВ устанавливаем полимерные опорные изоляторы стержневого типа ИОСПК-6-10/85-II-УХЛ1. Изолятор может применяться в поворотном устройстве разъединителей в качестве опорного изолирующего элемента, поддерживающего токоведущие шины и ножи разъединителей при эксплуатации на открытом воздухе, а также в качестве шинной опоры. Их данные приведены в таблице 7.6.

F_разр = 2000Н, тогда F_доп = 1200Н

F_расч = 309.3Н

Таким образом F_расч < F_доп.

Таблица 7.6

Технические характеристики изолятора ИОСПК-6-10/85-II-УХЛ1

Номинальное напряжение, кВ	10
Испытательное напряжение полного грозового импульса, кВ	85
Минимальная разрушающая сила при изгибе, кН, не менее (во всем диапазоне рабочих температур)	6
Длина пути утечки, см, не менее	37,7
Масса, кг, не более	1,6

8. Собственные нужды подстанции

Для электроснабжения потребителей СН подстанций предусматриваются установка двух трансформаторов собственных нужд (ТСН) со вторичным напряжением 380/220 В, которые подключаем к шинам РУ 10 кВ.На стороне низшего напряжения трансформаторы работают раздельно, каждый на свою секцию, с АВР на секционной связи.

Потребителями собственных нужд являются электродвигатели обдува трансформаторов, обогрев приводов выключателей, шкафов КРУН, освещение подстанции и другие потребители.

Наиболее ответственными потребителями собственных нужд являются оперативные цепи, система связи и телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение подстанции.

В соответствии с [4] для питания цепей управления, автоматики, сигнализации и защиты применяем систему оперативного постоянного тока (СОПТ). Источник питания потребителей постоянного тока - аккумуляторные батареи (АБ) и зарядно-подзарядные устройства, работающие в режиме постоянного подзаряда. В соответствии с [4], СОПТ выполняется централизованной, с двумя АБ. Для каждой АБ должен предусматриваться отдельный щит постоянного тока. Выбираем к установке систему оперативного постоянного тока с двумя аккумуляторными батареями производства завода Конвертор: система состоит из аккумуляторных батарей, блоков с предохранителями, зарядно-подзарядных агрегатов, щитов постоянного тока, состоящих из нескольких шкафов с коммутационной аппаратурой и шкафов с автоматическими выключателями. Все элементы СОПТ объединены единой микропроцессорной сетью.

Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам собственных нужд с учётом коэффициента загрузки и одновременности, [6]: