Реконструкция подстанции 110/10 кВ "Починная Сопка" п. Починная Сопка Новгородской области

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реконструкция подстанции 110/10 кВ «Починная Сопка» п. Починная Сопка Новгородской области

Содержание

Введение

1. Характеристика объекта

1.1 Общие сведения

1.2 Постановка задачи

2. Расчёт электрических нагрузок

2.1 Расчёт электрических нагрузок на вводах потребителей

2.2 Расчёт электрических нагрузок групп потребителей

3. Расчёт электрических нагрузок на шинах 10 кВ ПС 110/10

4. Выбор числа и мощности трансформаторов ПС 110/10 кВ

4.1 Выбор числа и мощности трансформаторов

4.2 Определение коэффициента загрузки трансформатора

4.3 Проверка провода для ВЛ-110 кВ

4.4 Проверка выбранного сечения провода по условию аварийного режима

4.5 Место расположения ПС 110/10 кВ

4.6 Расчёт потерь мощности в трансформаторах в режимах минимальной и максимальной нагрузках на ПС «Починная Сопка»

5. Расчет токов короткого замыкания

5.1 Обоснование выбора мест точек короткого замыкания и их выбор

5.2 Составление и расчёт параметров отдельных элементов схемы замещения

5.3 Расчёт начального значения периодической составляющей тока трёхфазного КЗ

5.4 Расчёт ударного тока трёхфазного КЗ

5.5 Расчёт действующего значения апериодической и периодической составляющих тока трёхфазного КЗ

6. Выбор схемы электрических соединений ПС «Починная Сопка» и её конструктивного исполнения

6.1 Выбор главной схемы подстанции на напряжение 110кВ

6.2 Выбор главной схемы подстанции на напряжение 10

6.3 Выбор схемы собственных нужд подстанции

6.4 Выбор трансформатора собственных нужд

7. Выбор электрических аппаратов ПС 110/10 кВ «Починная Сопка»

7.1 Выбор электрических аппаратов в цепи трансформатора на напряжение 110 кВ

7.2 Выбор электрических аппаратов в цепи трансформатора на напряжение 10 кВ

7.3 Система измерений на ПС 110/10 кВ

7.4 Выбор трансформаторов напряжения

7.5 Выбор трансформаторов тока

7.6 Выбор сборных шин 110 и 10 кВ

7.7 Выбор изоляторов

7.8 Выбор ограничителей перенапряжения

8. Релейная защита и автоматика

8.1 Защита трансформаторов

8.2 Расчёт уставок защиты трансформатора с применением устройства РС83-ДТ2

8.3 Расчёт уставок дифференциальной защиты трансформатора

8.4 Расчёт уставок токовой отсечки (МТЗ 1) защиты трансформатора

8.5 Расчёт уставок максимальной токовой защиты (МТЗ 2) трансформатора

8.6 Расчёт уставок защиты от перегрузки (МТЗ 3) трансформатора

8.7 Газовая защита

8.8 Защита отходящих воздушных линий

8.9 Автоматика ввода резерва (АВР)

8.10 Автоматическое повторное включение

9. Расчет заземляющего устройства и молниезащиты подстанции

9.1 Расчет заземляющего устройства

9.2 Молниезащита подстанции 110/10

10. Безопасность и экология

10.1 Анализ условий и безопасности труда на проектируемом объекте, обоснование путей профилактики травматизма

10.2 Организационно-технологические мероприятия по обеспечению безопасного производства работ в электроустановках

10.3 Организационно-правовые вопросы

10.4 Инженерно-технологические решения по обеспечению электробезопасности

10.5 Противопожарная профилактика при эксплуатации электроустановок

10.6 Безопасность в чрезвычайных ситуациях

10.7.Экология

11. Экономическое обоснование

11.1 Экономические показатели сети

11.2 Экономические показатели электрической сети

11.3 Себестоимость электропередачи и распределения электроэнергии в электрической сети

11.4 Структура себестоимости передачи и распределения электроэнергии

11.5 Срок окупаемости подстанции и сети 110кВ

Список литературы

Введение

Уникальность электроэнергетики нашей страны обусловлена, прежде всего, тем, что она создавалась как единый технологический комплекс, в состав которого входит 71 энергосистема. Из 6 объединённых энергосистем 5 входят в состав ЕЭС России, а шестая (ОЭС Востока) работает автономно. ЕЭС России охватывает территорию площадью около 8 млн.км², на которой проживает примерно 130 млн. человек. Региональный принцип разделения генерирующих источников, связанных магистральными линиями электропередачи высокого напряжения, и единая система оперативно-диспетчерского управления обеспечивают наилучшие показатели безаварийной работы электроэнергетики страны.

В настоящее время на проектировании подстанций занято огромное количество инженерно-технических работников, накопивших значительный опыт. Однако бурный прогресс в науке и технике, в частности в энергетике, выдвигают все новые проблемы и вопросы, которые должны учитываться при проектировании и сооружении современных сетевых объектов.

Главная схема электрических соединений подстанции является тем основным элементом, который определяет все свойства, особенности и техническую характеристику подстанции в целом. При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования, аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме, а также принципиальное решение вопросов защиты, степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции.

Системы электроснабжения, как и другие объекты, должны отвечать определенным технико-экономическим требованиям: они должны обладать минимальными затратами при обеспечении всех технических требований, обеспечивать требуемую надежность, быть удобными в эксплуатации и безопасными в обслуживании, обладать гибкостью, обеспечивающей оптимальный режим эксплуатации в нормальных условиях и близкие к ним в послеаварийных ситуациях.

Подстанция «Починная» 110/10 кВ двухтрансформаторная, построена в посёлке Починная Сопка Боровичского района Новгородской области в 1976 году в связи с развитием сельского хозяйства: постройкой свиноводческого и животноводческого комплексов, и зерносушилок для обеспечения хозяйств кормом. Обслуживается персоналом районных электрических сетей (РЭС)

ПС запитана по двум ВЛ-110 кВ длиной 27,5 км от ПС Прогресс.

От подстанции ВЛ-10 кВ для питания подстанций 10/0,4 кВ, обеспечивающих электроснабжение потребителей, относящихся ко II и III категории по надёжности электроснабжения. Это - жилищно - коммунальный сектор, объекты учебные и социальные, различные сельскохозяйственные объекты увеличивший нагрузку подстанции.

Целью дипломного проектирования является реконструкция подстанции для повышения надёжности электроснабжения потребителей, для которых данная подстанция является единственным источником электроэнергии, в том числе и для электроприёмников II категории по надёжности электроснабжения.

В задачи дипломного проекта входят изменение схемы на стороне 110 кВ и применение в ней современных коммутационно-защитных аппаратов, выбор современной КРУН-10 кВ, современных устройств релейной защиты и автоматики, проверка заземляющего устройства, проверка расчётами существующей молниезащиты.

При реконструкции подстанции руководствовался директивными и другими нормативными документами, в частности Правилами устройства электроустановок (ПУЭ), Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации (РД 34.20-501.95), Межотраслевыми правилами по охране труда при эксплуатации электроустановок ПОТ РМ-016-2001, РД 153-34.0-03.150-00, и Правилами пожарной безопасности для энергетических предприятий РД153-34-03.301-00 (ВППБ 01-02-095), Нормативно технического проектирования подстанции.

1. Характеристика объекта

1.1 Общие сведения

Посёлок Починная Сопка находится на территории Боровичского района Новгородской области. В нём занимаются разведением крупного рогатого скота, лесозаготовкой и деревообработкой, выращивание картофельных и прочих плодоовощных культур. Существуют школьные, медицинские и ветеринарные учреждения. По категории надёжности электроснабжения сельскохозяйственные потребители относятся ко II группе, все остальные учреждения и жилые дома относятся к III группе.

На данный момент посёлок Починная Сопка питается по линиям 10кВ от ПС «Починная», которая в свою очередь питается от ПС «Прогресс» по линиям 110кВ, в соответствии с рисунком 1.

Рис. 1.1. Схема питания пос. Починная Сопка и существующая сеть 110кВ

На подстанции 110/10 кВ «Починная» в настоящее время, установлено следующее основное оборудование выпуска шестидесятых годов:

1. ОРУ-110 кВ.

В открытом распределительном устройстве 110 кВ применена схема мостика с двумя секционными разъединителями в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов. Секционные разъединители в нормальном состоянии отключены. Основными коммутационными аппаратами в ОРУ-110 кВ являются разъединители, отделители и короткозамыкатели.

ОРУ-110 кВ выполнено из отдельных блоков, представляющих собой конструкцию с вмонтированным оборудованием. Все аппараты ОРУ расположены на невысоких железобетонных основаниях. По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности монтажа и ремонта оборудования.

Сборные шины в ОРУ 110 кВ выполнены из гибких проводников (провода АС-120/19). Крепятся шины на порталах с помощью подвесных изоляторов.

Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты и автоматики прокладываются в лотках из железобетонных конструкций.

- разъединители РНДЗ-2-110/1000;

- отделители ОД-110;

- короткозамыкатели КЗ -110;

- разрядники РВС-110;

2. РУ-10 кВ.

На низкой стороне 10 кВ применена схема с одной секционированной системой шин. В нормальном режиме работы секционный выключатель отключен. При аварийном отключении силового трансформатора или питающей линии секционный выключатель включается автоматически при помощи АВР.

РУ-10 кВ комплектуется шкафами типа К-37. К-37 состоит из шкафов бронированного типа (с разделением на отсеки) и шинных мостов.

Конструктивно в шкафах выделены следующие отсеки:

1) аппаратура главных цепей - отсек выкатного элемента;

2) сборные шины - отсек сборных шин;

3) отсек линейных присоединений;

4) аппаратура релейной защиты и автоматики - отсек вторичной коммутации.

КРУН 10 кВ шкафы типа К-37;

- выключатели ВМГ-10-20/630;

- разрядник РВП-10

3. Силовые трансформаторы и трансформаторы собственных нужд.

На электрической подстанции 110/10 кВ «Починная» установлено два силовых двухобмоточных трансформатора Т1 и Т2. Мощность потребителей собственных нужд подстанции не велика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В через понижающие трансформаторы ТМ-1 и ТМ-2. Трансформаторы собственных нужд присоединены к шинам 10 кВ.

- Т1 ТМН-2500/110;

- Т2: ТМН-6300/110;

- ТМ-1 и ТМ-2: ТМ-63/10/0,4

4. Электробезопасность и освещение:

- заземляющее устройство;

- молниезащита из четырёх стержневых молниеотводов и тросовые молниеотводы;

- освещение.

5. Стороительные сооружения:

Здание ОПУ требует косметического ремонта.

Территория подстанции огорожена сетчатым железным забором, высота которого составляет 2,5 м. Ограждение требует ремонта или замены.

Фундамент под трансформаторы выполнен из плит НСП на гравийной подушке и блоков ФБС. Под трансформатором устроен маслоприёмник. Ограждение маслоприёмной ямы выполнено из плит ПТ 10,5.

6. Измерительное оборудование, приборы учёта электрической энергии.

На вводах силовых трансформаторов на сторонах 110 кВ и 10 Кв установлены трансформаторы тока, трансформатор напряжения на низкой стороне.

Контроль над режимами работы основного и вспомогательного оборудования на электрической подстанции осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов.

- ТВТ-110;

- ТПОЛ-10;

- ТПЛ-10;

- НТМИ-10

- амперметров класса точности 1,5;

- вольтметров класса точности 1,5;

- счётчиков активной энергии СА3У-И675М класса точности 2,0;

- счётчиков реактивной энергии СР4У-И673М класса точности 2,0.

7. Средства защиты оборудования от атмосферных и коммутационных перенапряжений.

От грозовых перенапряжений, а также от максимально возможных внутренних перенапряжений все электроустановки подстанции защищены вентильными разрядниками в цепях силовых трансформаторов Т1 и Т2 и на сборных шинах 10 кВ.

- РВС-110;

- РВО-10.

Схема ПС «Починная Сопка» представлена на плакате 1.

1.2 Постановка задачи

За время эксплуатации, а также в силу достижений в науке и технике, оборудование, установленное на подстанции, морально и физически устарело, следовательно, не обеспечивает требуемой надежности, так как утратило свой ресурс.

Реконструкцию выполняем в два этапа. На первом этапе всю нагрузку переводим на трансформатор Т2 по второй линии. Первую линию выводим в ремонт. Во втором этапе реконструкции выполняем те же операции, что и в первом, кроме замены трансформатора.

1. Замена силовых трансформаторов.

Заменяем трансформатор Т1 на более мощный, так как в дальнейшем возможно строительство новых производственных объектов или обновление существующих.

Второй трансформатор находится в удовлетворительном состоянии. Он будет заменён в случае существенного ухудшения его параметров или выхода из строя.

2. Реконструкция ОРУ 110 кВ.

Схема электрических соединений подстанции, которая представляет собой схему мостика с двумя секционными разъединителями в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов не обеспечивает достаточно надёжного питания потребителей.

Применение короткозамыкателей ограничено теми подстанциями, где они установлены. Схемы ПС, где они применяются, имеют меньшую надежность и большую вероятность повреждения дорогостоящего оборудования подстанции (силового трансформатора), чем схемы с применением выключателей.

Поэтому избавляемся от используемой схемы с применением отделителя с короткозамыкателем и устанавливаем со стороны 110 кВ элегазовый выключатель, с целью повышения надежности схемы, и два разъединителя для вывода в ремонт выключателя. Устанавливаем выключатель на линейном присоединении.

Для защиты силовых трансформаторов от перенапряжений устанавливаем ОПН.

3. Реконструкция КРУН 10 кВ

К существующему КРУН 10 кВ ПС «Починная Сопка» подключены линии электропередачи 10кВ, которые обеспечивают электроснабжение ответственных потребителей. Эти присоединения к КРУН 10 кВ определяют расчётные условия, в которых должна производиться реконструкция действующей подстанции.

В основу приведённого ниже варианта реконструкции КРУН 10 кВ заложены следующие принципы:

- максимальное сохранение в работе всех присоединений;

- обеспечение выдачи всей установленной мощности ;

- сохранение связи между ОРУ 110 и КРУН 10 кВ подстанции;

- минимальное количество временных перемычек;

- исключение использования ячеек межсекционного выключателя для временного подключения присоединений.

Заменяем здание КРУН на новое. Меняем масляные выключатели на вакуумные. Меняем электромагнитные реле на микропроцессорные.

4. Замена измерительного оборудования, приборов учёта электрической энергии.

Заменяем контрольно - измерительные приборы, трансформаторы тока и напряжения на новые.

5. Реконструкция строительной части.

Строительные сооружения, железобетонные конструкции, расположенные на территории подстанции, находятся в пригодном для дальнейшей эксплуатации состоянии. Реконструкции подвергнется здание ОПУ.

Порталы находятся в хорошем состоянии и будут использоваться в дальнейшем.

Молниезащита находится в хорошем состоянии, в проекте будет произведён проверочный расчёт эффективности молниезащиты.

Заземление подвергнется перерасчёту и при необходимости будет заменено на новое, а старое заземление будет использоваться в качестве дополнительного.

При реконструкции подстанции «Починная Сопка» будут производиться минимальные коммутирующие переключения. Электроснабжение потребителей будет практически бесперебойным.

2. Расчёт электрических нагрузок

2.1 Расчёт электрических нагрузок на вводах потребителей

Определение электрических нагрузок сельскохозяйственных потребителей и электрических сетей без применения вычислительной техники производим на основании методических указаний. При этом исходим из следующих основных положений:

1) Расчётной нагрузкой называют наибольшее из средних значений полной мощности за 30 минут (получасовой максимум), которая может возникнуть на вводе к потребителю или в питающей сети с вероятностью не ниже 0,95.

2) Расчётным годом считается последний год расчётного периода, для которого определяем уровни нагрузок и параметры электроустановок.

3) Расчётным периодом t_р называется отрезок времени, за который все намеченные для ввода в действие потребители, в данном сельскохозяйственном районе, достигнут своего проектного уровня электропотребления.

Так как в проектируемой зоне электроснабжения сезонные потребители (парники, теплицы, оросительные установки) отсутствуют, то расчёт электрических нагрузок сельскохозяйственных потребителей и сетей производим для зимних суток -- зимний максимум.

Для сельскохозяйственных потребителей и сетей характерно наличие двух максимумов в суточных графиках электрических нагрузок. Поэтому определяем максимальную дневную активную Р_Д (реактивную Q_Д) и максимальную вечернюю активную Р_В (реактивную Q_В) нагрузки. За расчётную нагрузку для выбора параметров систем электроснабжения (сечения проводов, мощности трансформаторов, и т.п.) принимаем наибольший из дневного или вечернего максимумов.

Расчёт электрических нагрузок населённого пункта Починная Сопка, производим от низших к высшим ступеням системы электроснабжения в два основных этапа:

1) определение нагрузки на вводе к каждому потребителю;

2) расчёт на этой основе нагрузок групп потребителей.

Сведения о потребителях и их количестве в посёлке Починная Сопка приведены в гр.1,2 табл. 2.1.

Таблица 2.1- Расчётные нагрузки на вводах потребителей п. Починная Сопка

Наименование потребителя	Кол-во потребителей, шт.	Расчётная нагрузка на вводе потребителя
		дневная	вечерняя
		активная, кВт	реактивная, квар	полная, кВА	активная, кВт	реактивная, квар	полная, кВА
1.Жилые дома 1 кв.с газификацией	300	420	201,6	467	1050	420	1129
2.Коровник привязного содержания на 200 голов	1	35	30	46,1	25	20	32
3.Телятник с родильным отделением на 230 телят	1	7	5	8,6	12	8	14,42
4. Кормоцех для коровников и телятников	1	50	45	67,3	50	45	67,3
5.Участковая ветеринарная лечебница	1	10	6	11,66	4	2	4,47
6. Зернохранилище на 500 тонн зерна	1	20	18	27	10	5	11,2
7. Лесопильный цех с пилорамой Р-65	1	23	24	33,24	20	18	26,9
8.Гараж машин	1	50	51	71,4	30	26	40
9.Станция технического обслуживания	1	90	92	128,7	45	40	60,21
10.Хлебопекарня	1	15	14	20,52	15	13	20
11.Административное здание на 35-50 рабочих мест	1	15	9	17,5	8	4	8,94
12. Сельсовет с отделением связи	1	7	4	8,1	3	1	3,2
13. Магазин на 6 рабочих мест	1	15	7	16,6	15	7	16,6
14. Сельская поликлиника на 150 посещений в день	1	15	9	17,5	30	15	33,54
15. Общеобразовательная школа на 190 учащихся	1	14	9	16,64	20	10	22,36
16. Детский сад на 90 мест	1	12	7	13,9	8	4	8,94
Итого по населённому пункту	315			971,8			1499,1

Расчёт электрических нагрузок на вводах жилых домов

Определение расчётных нагрузок жилых домов основывается на использовании нагрузки одного потребителя, в качестве которого выступает одноквартирный дом, либо квартира в многоквартирном доме, имеющая отдельный счётчик электроэнергии.

Дневной и вечерний максимумы нагрузки на вводе в жилой дом находим по выражениям:

(2.1)

(2.2)

(2.3)

(2.4)

(2.5)

(2.6)

где: k_у.д (k_у.в) коэффициент участия в дневном (вечернем) максимуме нагрузок. Показывает, какая часть максимальной нагрузки того или иного вида потребителей приходится на дневной (вечерний) максимум. Значения k_у.д и k_у.в приведены в [15];

Р_р расчётная активная нагрузка на вводе в жилой дом. Согласно рекомендациям, для населённых пунктов при животноводческих комплексах расчётная активная нагрузка Р_р на вводе в жилой одноквартирный дом с газификацией принимается равной 3,5 кВт;

tg _д (tg _в) коэффициент нагрузки в часы дневного и вечернего максимумов. Значение коэффициента мощности в часы дневного и вечернего максимумов нагрузки для сельскохозяйственных потребителей даны в [15].

cos _д (cos _в) коэффициент мощности в часы дневного и вечернего максимумов нагрузки. Значение коэффициента мощности в часы дневного и вечернего максимумов нагрузки для типичных сельскохозяйственных потребителей даны в [15].

N количество однотипных жилых домов, шт.

Определим значение расчётной нагрузки на вводе в одноквартирные жилые дома с газовыми плитами по формулам (2.1) (2.6):

Полученные значения Р_д, , Р_в , Q_д, Q_в, S_д , S_в заносим в гр. 38 табл. 2.1.

Расчёт электрических нагрузок на вводе животноводческих комплексов

Нагрузки на вводе животноводческих комплексов, а также отдельных зданий и сооружений комплексов, в часы дневного и вечернего максимумов, определяем по данным [15], где приведены значения Р_р и Q_р, и заносим их в гр. 3,4,6,7 табл. 2.1.

Значение полной мощности в дневные S_д и вечерние S_В часы определяем по формулам:

(2.7)

(2.8)

Найдём значение полной мощности по формулам (2.7) и (2.8) для коровника привязного содержания на 200 голов:



Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём значение полной мощности по формулам (2.7) и (2.8) для телятника с родильным отделением на 230 телят:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Расчёт электрических нагрузок на вводе производственных, общественных, коммунальных предприятий, зданий и сооружений

Расчёт электрических нагрузок на вводах данных групп потребителей производим аналогично расчёту в п. 2.1.2. Данные о расчётных нагрузках берём из [15] и заносим их в гр. 3,4,6,7 табл. 2.1.

Значение полной мощности в дневные S_д и вечерние S_в часы определяем по формулам (2.7) и (2.8).

Найдём значение полной мощности для кормоцеха для коровников и телятников:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём значение полной мощности для участковой ветеринарной лечебницы:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём значение полной мощности для зернохранилища на 500 тонн зерна:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём для лесопильного цеха с пилорамой Р-65:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём значение полной мощности для гаража машин:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём значение полной мощности для станции технического обслуживания:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём значение полной мощности для хлебопекарни:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём значение полной мощности для административного здания на 35-50 рабочих мест:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём значение полной мощности для сельсовета с отделением связи:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём значение полной мощности для магазина на 6 рабочих мест:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём значение полной мощности для сельской поликлиники на 150

посещений в день:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём значение полной мощности для общеобразовательной школы на 190 учащихся:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

Найдём значение полной мощности для детского сада на 90 мест:

Полученные значения S_д и S_в заносим в гр. 5,8 табл. 2.1.

2.2 Расчёт электрических нагрузок групп потребителей

Так как расчёт отходящих от подстанций линий 0,38 кВ не производился, то всех потребителей Починной Сопки разбиваем на однородные группы, внутри которых максимумы нагрузок отдельных потребителей отличаются не более чем в 4 раза. Таким образом, всех потребителей населённого пункта №1 разбиваем на 3 группы: бытовые потребители, производственные потребители, коммунально-бытовые и прочие потребители.

Расчёт электрических нагрузок на шинах ТП 10/0,4 кВ определяем путём

суммирования расчётных нагрузок на шинах трансформаторных подстанций (ТП) 10/0,4 кВ с учётом соответствующих коэффициентов одновремённости отдельно для дневного и вечернего максимумов:

(2.9)

(2.10)

(2.11)

(2.12)

(2.13)

(2.14)

где: k_о коэффициент одновремённости k_о. Представляет отношение совмещённой максимальной нагрузки к сумме максимумов потребителей или их групп.

Р_дi , Q_дi , S_дi , Р_вi , Q_вi , S_вi расчётная дневная и вечерняя нагрузка на вводе i-го потребителя, или i-го участка линии, или на шинах i-той подстанции.

Расчётную нагрузку потребителей внутри каждой из групп определяем по формулам (2.9)(2.14), в которых значения коэффициента одновремённости k_о принимаем по [15].

Определим расчётную нагрузку группы бытовых потребителей, состоящую из 300 одноквартирных домов с газовыми плитами:

Результаты расчётов заносим в табл. 2.2.

Определим расчётную нагрузку группы производственных потребителей, состоящую из восьми объектов:

Результаты расчётов заносим в табл. 2.2.

Определим расчётную нагрузку группы коммунально - бытовых и прочих потребителей, состоящую из семи объектов:

Результаты расчётов заносим в табл. 2.2.

Таблица 2.2. - Расчётные нагрузки групп потребителей п. Починная Сопка

Наименование группы потребителей	Кол-во потребителей, шт.	Расчётная нагрузка группы потребителей
		дневная	вечерняя
		активная, кВт	реактивная, квар	полная, кВА	активная, кВт	реактивная, квар	полная, кВА
1.Бытовые(позиция 1 табл. 2)	300	79,8	38,3	88,73	199,5	79,8	214,51
2.Производственные (позиции 2,3,4,610табл. 2)	8	200,1	192,51	277,97	142,83	120,8	187,7
3. Коммунальнобытовые и прочие потребители (позиции 5,1116 табл. 2)	7	62,48	36,21	72,35	62,48	30,53	69,62
Итого по населён ному пункту - Починная Сопка	315	297,79	242,5	384	335,13	195,8	388,14

Расчетные нагрузки всех групп суммируем в соответствии с [15] по выражениям:

(2.15)

(2.16)

(2.17)

(2.18)

(2.19)

(2.20)

где: Р_д, Р_в, Q_д, Q_в, - наибольшая из двух суммируемых расчётных активных нагрузок в часы дневного и вечернего максимумов, кВт;

Р, Q--добавка от наименьшей из двух расчётных активных нагрузок в часы дневного и вечернего максимумов, кВт. Значения Р и Q принимаем в соответствии с данными [15].

Суммарная расчётная нагрузка коммунально-бытовых и производственных потребителей согласно выражениям (2.15), (2.16) и (2.17), (2.18) составит:

Суммарная расчётная нагрузка группы потребителей (коммунально-бытовых и производственных) и бытовых потребителей:

Полная мощность потребителей согласно выражениям (2.19), (2.20) составит:

Полученные данные заносим в табл. 2.2.

Данные нагрузок остальных населённых пунктов даны по условию и занесены в табл. 2.3.

Таблица 2.3. - Расчётные нагрузки населённых пунктов сельскохозяйственного района

Населённый пункт	Общее кол-во потребителей, шт.	Расчётная нагрузка населённого пункта
		дневная	вечерняя
		активная, кВт	реактивная, квар	полная, кВА	активная, кВт	реактивная, квар	полная, кВА
Починная Сопка	315	297,79	242,5	384	335,13	195,8	388,14
Тельбовичи	168	90	30,4	95	180	60,8	190
Короваево	712	1000	814,9	1290	1170	938,7	1500
Шастово	230	140	53,9	150	350	84,3	360
Мышлячье	363	190	89,44	210	430	132,7	450
Красная Гора	808	680	316,4	750	1820	545,5	1900
Кононово	236	183	127,4	223	205	172,6	268
Засыпенье	742	1200	965,2	1540	1490	1045	1820
Котово	162	75	27,8	80	190	62,45	200
Итого	3736	3855,79	2671,54	4722	6170,13	3237,85	7076,14

электрический ток трансформатор релейный

3. Расчёт электрических нагрузок на шинах 10 кВ ПС 110/10

Расчётные нагрузки на шинах 10 кВ ПС «Починная Сопка» определяем суммированием расчётных нагрузок отдельных населённых пунктов по формулам (2.9) - (2.14). В посёлке сооружено 11 ТП. Отсюда можно принять значение коэффициента одновременности k₀ по [15] равным k_о= 0,75.

Берем электрические нагрузки на шинах 10 кВ ПС 110/10 кВ в часы вечернего максимума Р_В, Q_В, S_В из табл. 2.3, поскольку видно, что они больше, чем в часы дневного максимума.

Нагрузки на шинах 10 кВ определим по формуле:

(3.1)

(3.2)

где: k_п--коэффициент потерь, учитывающий потери мощности в распределительной сети 10 кВ. Принимаем значение k_п=1,08 по [18].

Таким образом, за расчётную нагрузку для выбора трансформаторов 110/10 кВ подстанции принимаем нагрузку, возникающую в вечерний максимум зимних суток и равную S_В = 5646 кВА.

4. Выбор числа и мощности трансформаторов ПС 110/10 кВ

4.1 Выбор числа и мощности трансформаторов

Силовые трансформаторы являются основными элементами систем электроснабжения. Надежность электроснабжения различных потребителей и экономичность работы электрооборудования во многом определяются правильным выбором вида и мощности трансформаторов.

Выбор мощности трансформаторов производится исходя из расчетной нагрузки объекта электроснабжения, числа часов использования максимума, темпа роста нагрузок, стоимости электроэнергии, допустимой перегрузки трансформаторов.

Выбор числа трансформаторов на подстанции в первую очередь определяется требованиями, предъявляемыми потребителями к надёжности электроснабжения.

В районе имеются потребители второй категории. Следовательно, в соответствии с ПУЭ, должно быть не менее двух независимых источников питания. Исходя из этого, принимаем к установке два трансформатора.

Номинальную мощность трансформатора находим по следующей формуле:

(4.1)

где: n - количество трансформаторов;

0,7 - коэффициент загрузки трансформаторов.

Тогда мощность трансформатора равна:

.

Выбираем трансформатор с ближайшей большей номинальной мощностью 6300 кВ·А.

Устанавливаем силовые трансформаторы с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой (РПН). Таким образом, принимаем к установке на ГПП два трансформатора типа ТМН 6300/110. Каталожные данные силовых трансформаторов сведены в таблицу 4.1.

Таблица 4.1. - Каталожные данные силового трансформатора

Тип	Sном, МВА	Пределы регулирования UВН	Каталожные данные
			Uном обмоток, кВ	Uк, %	ДРк, кВт	ДРхх, кВт	Iх, %
			ВН	НН
ТМН-6300/110	66,3	±9Ч1,78%	115	11	11	44	11,5	1

4.2 Определение коэффициента загрузки трансформатора

Фактический коэффициент загрузки трансформатора определяем по формуле:

(4.2)

.

В аварийном режиме, при выходе из строя одного из трансформаторов, коэффициент загрузки трансформатора будет:

0,9 < 1,5.

Следовательно, электроснабжение при выходе одного трансформатора из строя не прерывается. Существует также возможность роста электропотребления населенных пунктов без дополнительных затрат по установке новых трансформаторов большей мощности.

4.3 Проверка провода для ВЛ-110 кВ

Исходя из требований по обеспечению надёжности электроснабжения потребителей II категории, питание района спроектирована по двухцепной линии на железобетонных опорах, причём каждая из линий рассчитана на передачу полной мощности.

Экономическое сечение провода находим по формуле:

(4.3)

где: I_max -расчётный ток линии в нормальном режиме работы, А;

j_эк--экономическая плотность тока, А/мм².

Из [2] для центрального района страны выбираем экономическую плотность тока для сталеалюминевых проводов - j_эк= 1,1 А/мм² (при Т_м =3000 ч).

где: I_max=А - ток нормального режима одной цепи.

По расчётному экономическому сечению выбираем из [4] ближайшее стандартное - 10 мм².

Однако в соответствии с [1] наименьшее допустимое сечение сталеалюминевых проводов ВЛ, сооружаемых на двухцепных опорах, по условиям механической прочности составляет 120 мм². Выбираем из [1] провод АС 120/19, I_доп=390А (допустимые токи для всех стандартных значений проводов, определённые из условия, что температура провода не должна превышать 70⁰С и расчётная температура воздуха 25⁰С).

Проверяю его по условиям нагрева, по формуле:

 (4.4)

.

Сечение провода марки АС 120 необходимо проверить по условию образования короны при напряжении воздушной линии 110 кВ.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля:

(4.5)

где: m -- коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m=0,82);

r₀ -- радиус провода (r=0,76 по [4]).

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

(4.6)

где: U -- линейное напряжение, кВ;

D_ср -- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз.

Провода не будут коронировать, если наибольшая напряжённость поля у поверхности любого провода не более 0,9Е₀.

(4.7)

Согласно формуле (4.5) начальная критическая напряжённость поля:

.

По формуле (4.6) напряжённость поля вокруг провода:

.

Согласно (4.7) условие проверки имеет вид:

Так как 21,8<30, то провод АС-120/19 по условию коронообразования проходит. Следовательно, провод АС-120 подходит по всем рассмотренным параметрам.

4.4 Проверка выбранного сечения провода по условию аварийного режима

Наиболее тяжелым случаем аварийного режима является отключение одного из источников питания. В этом случае питание всех нагрузок будет происходить с одной стороны. Проверяем провод по нагреву.

Если проверка показывает превышение допустимого нагрева проводов в аварийном режиме, то сечение проводов увеличивают.

Обрыв одной цепи ВЛ 110кВ:

.

Был выбран провод: , .

Проверяю его по условиям нагрева:

Следовательно, провод АС-120 подходит по условию аварийного режима.

4.5 Место расположения ПС 110/10 кВ

Условия окружающей среды в районе поселка Починная Сопка нормальные (без повышенного уровня загрязнения пылью, не пожаро- и взрывоопасные). ПС находится на территории п. Починная Сопка, около дороги (расположение показано на рис.4.1). Она размещена недалеко от центра электрических. К ней подведена двухцепная ВЛ 110кВ от ПС «Прогресс».

Рис.4.1. Схема размещения ПС 110/10 кВ «Починная Сопка».

4.6 Расчёт потерь мощности в трансформаторах в режимах минимальной и максимальной нагрузках на ПС «Починная Сопка»

Потери активной мощности в двухобмоточных в трансформаторах:

(4.8)

где: n- число трансформаторов;

- потери короткого замыкания, кВт;

- потери холостого хода, кВт;

- полная мощность в максимальном и минимальном режиме, МВА;

- номинальная мощность трансформатора, МВА.

Потери реактивной мощности в двухобмоточных трансформаторах:

(4.9)

где: - ток холостого хода, %;

- напряжение короткого замыкания, %.

Полные потери мощности.

(4.10)

Режим максимальных нагрузок.

По (4.8):

По (4.9):

По (4.10):

Режим минимальных нагрузок.

По (4.8):

По (4.9):

По (4.10)

5. Расчет токов короткого замыкания

5.1 Обоснование выбора мест точек короткого замыкания и их выбор

Короткими замыканиями называют замыкания между фазами, фаз на землю в сетях с глухо- и эффективно-заземлёнными нейтралями, а также витковые замыкания в электрических машинах.

Расчёт токов короткого замыкания производится для выбора и проверки электрического оборудования, а также уставок электрических аппаратов релейной защиты. При необходимости намечаются мероприятия по ограничению токов короткого замыкания.

Короткие замыкания, как правило, сопровождаются увеличением токов в повреждённых фазах до значений, превосходящих в несколько раз номинальные значения.

Протекание токов КЗ приводит к увеличению потерь электроэнергии в проводниках и контактах, что вызывает их нагрев. Нагрев может ускорить и разрушение изоляции, вызвать сваривание и выгорание контактов и т.д. Поэтому проводники и аппараты должны проверяться на термическую стойкость.

Протекание токов КЗ сопровождается также значительными электродинамическими усилиями между проводниками, под действием этих усилий изоляция и токоведущие части могут быть разрушены. Поэтому электрическое оборудование должно проверяться на электродинамическую стойкость.

Расчётным является трёхфазное короткое замыкание, т.к. токи КЗ в этом случае имеют максимальные значения.

В сетях 110 кВ и выше, работающих с глухозаземленной нейтралью, расчёт токов КЗ производится для того вида КЗ (однофазное или трёхфазное), при котором ток в повреждённой фазе больше.

Выбираем расчётные точки КЗ таким образом, чтобы аппараты и проводники попадали в наиболее тяжёлые условия работы. Выбранные точки КЗ наносим на рсчётную схему, представляющую собой однолинейную схему проектируемой ПС. Расчётная схема на рис.5.1. На шинах указано среднее напряжение U_ср.

Рис.5.1.Расчётная схема для определения токов КЗ

Параметры отдельных элементов:

- воздушные линии L1 и L2 длиной l=26,9 км выполнены проводом АС120/19 (x_уд=0,4 Ом/км, r_уд=0,25 Ом/км);

- воздушные линии L3 и L4 длиной l=0,6 км выполнены проводом АС120/19 (x_уд=0,4 Ом/км, r_уд=0,25 Ом/км);

- воздушные линии L5 и L6 длиной l=11,9 км и l=19,3 км соответственно выполнены проводом АС25/4,2 (x_уд=0,411 Ом/км, r_уд=1,18 Ом/км);

- трансформаторы Т1 и Т2 (S=6,3 МВА, 110/10, u_k=11 %);

- система с неизменным напряжением на шинах 115кВ. Таким образом, на расчётную схему наносим следующие точки КЗ:

Точка К1 - на шинах высшего напряжения РУ 110 кВ, для выбора сборных шин и выключателей 110 кВ, а также разъединителей 110 кВ;

Точка К2 - на шинах низшего напряжения РУ 10 кВ ГПП, для выбора шин, выключателей и разъединителей 10 кВ ГПП;

Точка К3, К4 - в конце удаленного участка распределительной сети, для расчета коэффициента чувствительности МТЗ на выключателях отходящих линий.

При расчёте необходимо определить ток КЗ подтекающий к месту повреждения. При этом основная цель расчета состоит в определении периодической составляющей тока КЗ для наиболее тяжелого режима работы сети. Учет апериодической составляющей производится приближенно, исходя из допущения, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе.

5.2 Составление и расчёт параметров отдельных элементов схемы замещения

Для расчёта периодического тока при трёхфазном КЗ составляем схему замещения только для одной фазы, поскольку все фазы цепи находятся в одинаковых условиях. При составлении схемы КЗ исходим из того, что ни в одном из режимов работы не предусмотрена параллельная работа как ВЛ-110кВ, так и трансформаторов ПС «Починная Сопка». Схема замещения проектируемой подстанции представлена на рис. 5.1.

Решаем в относительных базисных единицах, поэтому необходимо предварительно привести все сопротивления элементов схемы замещения к одним и тем же базисным условиям. Принимаем за базисную мощность S_Б =1000 МВА, а за базисные напряжения на каждой ступени трансформации - средние номинальные напряжения, то есть U_б1=115 кВ и U_б2=11 кВ.

Токи КЗ в минимальном и максимальном режимах (взяты из документации ПС «Починная Сопка») и занесены в таблицу 5.1.

Таблица 5.1. - Токи короткого замыкания

БЭС
Подстанция	Шины 110 кВ	Шины 10 кВ
	Макс. реж.	Мин. реж.	Макс. реж.	Мин. реж.
	Z	I 3	Z	I 2	Z	I 3	Z	I 2
Починная	23,28	2917	132,3	444	4,72	1286	5,7	920
					1,8	3370	3,0	1730
Макс. - норм. режим. Мин. - Откл. Яг-1 (Пт-1)

Рис. 5.2. Схема замещения для определения токов к.з. в системе электроснабжения с/х района

Находим базисные токи:

 (5.1)

(5.2)

Определяем сопротивления отдельных элементов схемы замещения для максимального и минимального режимов.

Сопротивление системы находим по формуле:

(5.3)

где: Sб--базисная мощность, МВА;

Iк.з--ток короткого замыкания системы, кА; Iк.зmax=2,92 кА, Iк.зmin=0,44 кА.

Индуктивное сопротивление системы в максимальном режиме:

.

Индуктивное сопротивление системы в минимальном режиме:

.

В дальнейшем для упрощения обозначения индексы “_*б” и “o.e” писать не будем, подразумевая, что все полученные значения сопротивлений даются в относительных единицах и приведены к базисным условиям.

Индуктивное сопротивление одной цепи линии электропередачи 110кВ:

(5.4)

где: х_уд - удельное сопротивление воздушных линий 110 кВ, Ом/км. По [16];

l - длина воздушных линий L1-3 и L2-4, берем l=27,5 км, так как провода линий выполнены одинаковым сечением.

Воздушные линии от подстанции «Прогресс» выполнены сталеалюминевым проводом небольшого сечения (r), поэтому необходимо учитывать и активное сопротивление.

Активное сопротивление одной цепи линии электропередач 110кВ:

(5.5)

где: r_уд- удельное активное сопротивление воздушных линий 110кВ, Ом/км. По [16].

Полное сопротивление определяем по формуле:

(5.6)

Полное сопротивление одной цепи линии электропередач 110кВ определяем по формуле (5.6):

Индуктивное сопротивление одной цепи линии электропередач 10кВ:

(5.7)

где: х_уд - удельное сопротивление воздушных линий 10 кВ, Ом/км. По [16];

l - длина воздушных линий L5 и L6; l=11,9 км и l=19,3 км соответственно выполнены проводом АС25/4,2.

Активное сопротивление одной цепи линии электропередач 10кВ:

(5.8)

где: r_уд- удельное активное сопротивление воздушных линий 10 кВ, Ом/км. [16].

Полное сопротивление одной цепи линии электропередач 10кВ определяем по формуле (5.6):

Сопротивления блочных трансформаторов Т1 и Т2 находим по формулам:

индуктивное:

(5.9)



активное:

(5.10)

Отметим найденные величины в схеме замещения (рис. 5.3).

Сопротивление имеет порядковый номер (числитель дроби) и числовое значение в относительных единицах (знаменатель дроби).

Рис. 5.3. Схема замещения для определения токов к.з. в системе электроснабжения с/х района для максимального и минимального режимов

Сопротивления до точки К1 определяется следующим образом:

Рис. 5.4. Электрическая схема замещения сети. Расчет точки К-1 для максимального и минимального режимов

Максимальный режим:

Отношение , поэтому при расчете токов к.з. в точке К1 активное сопротивление не учитываем.

Минимальный режим:

Отношение , поэтому при расчете токов к.з. в точке К1 активное сопротивление не учитываем.



Рис. 5.5. Электрическая схема замещения сети. Расчет точки К-1 для максимального и минимального режимов

Определим сопротивление цепи до точки К2:

Рис. 5.6. Электрическая схема замещения сети. Расчет точки К-2 для максимального и минимального режимов

Максимальный режим:

Отношение , поэтому при расчете токов к.з. в точке К2 активное сопротивление не учитываем.

Минимальный режим:

Отношение , поэтому при расчете токов к.з. в точке К2 активное сопротивление не учитываем.

Рис. 5.7. Электрическая схема замещения сети. Расчет точки К-2 для максимального и минимального режимов

Определим сопротивление цепи до точки К3:

Рис. 5.8. Электрическая схема замещения сети. Расчет точки К-3 для максимального и минимального режимов

Максимаоьный режим:

Отношение , поэтому при расчете токов к.з. в точке К3 активное сопротивление учитываем.

Минимальный режим:

Отношение , поэтому при расчете токов к.з. в точке К3 активное сопротивление учитываем.

Рис. 5.9. Электрическая схема замещения сети. Расчет точки К-3 для максимального и минимального режимов

Определим сопротивление цепи до точки К4:

Максимальный режим:



Рис. 5.10. Электрическая схема замещения сети. Расчет точки К-4 для максимального и минимального режимов

Отношение , поэтому при расчете токов к.з. в точке К3 активное сопротивление учитываем.

Минимальный режим:

Отношение , поэтому при расчете токов к.з. в точке К3 активное сопротивление учитываем.

Рис. 5.11. Электрическая схема замещения сети. Расчет точки К-4 для максимального и минимального режимов

5.3 Расчёт начального значения периодической составляющей тока трёхфазного КЗ

При расчёте начального значения периодической составляющей тока трёхфазного КЗ принимаем во внимание то, что система отдалёна от точек мест повреждения, воздушными линиями большой протяжённости, поэтому ток который она посылает в место КЗ, может быть принят незатухающим и равным I^” подсчитанным при Е_*^” =1. Отсюда следует, что значение сверхпереходного э.д.с. для системы, удалённой от точек КЗ воздушными линиями протяжённостью l = 27,5 км, всегда принимаем равным E^”_c = 1.

Максимальный режим:

Точка К-1 ( шины 110 кВ РУ ВН ГПП):

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ определяется по выражению:

(5.11)

где: Е^”_* - значение сверхпереходной э.д.с. источника (системы) схемы замещения;

z_к1 - результирующее относительное сопротивление ветви схемы замещения.

Результирующее сопротивление ветви схемы до точки К1:

Ток короткого замыкания в точке К1 по формуле (5.11):

Точка К-2 ( шины 10 кВ РУ НН ГПП):

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ определяется по выражению:

 (5.12)

Результирующее сопротивление ветви системы для точки К2:

Подставляем найденные значения z_к2 и I_б2 в формулу (5.12):

Точка К-3 (конец удаленного участка распределительной сети):

Результирующее сопротивление ветви системы для точки К3:

По выражению (5.12):

Точка К-4 (конец удаленного участка распределительной сети):

Результирующее сопротивление ветви системы для точки К4:

По выражению (5.12):

Минимальный режим:

Точка К-1 ( шины 110 кВ РУ ВН ГПП):

Результирующее сопротивление ветви схемы до точки К1:

По выражению (5.11):

Точка К-2 ( шины 10 кВ РУ НН ГПП):

Результирующее сопротивление ветви системы для точки К2:

По выражению (5.12):

Точка К-3 (конец удаленного участка распределительной сети):

Результирующее сопротивление ветви системы для точки К3:

По выражению (5.12):

Точка К-4 (конец удаленного участка распределительной сети):

Результирующее сопротивление ветви системы для точки К4:

По выражению (5.12):

5.4 Расчёт ударного тока трёхфазного КЗ

Максимальное значение величины мгновенного полного тока достигает через 0,01 с после начала процесса трёхфазного КЗ. Оно носит название ударного тока и обозначается “ i_у ”. При определении величины I_у условно считаем, что к этому времени периодическая составляющая тока не претерпевает существенных изменений и равна, как и в начальный момент КЗ I^”_*.

Величина ударного тока определяется по выражению:

(5.13)

где: I^”- сверхпереходный ток КЗ, кА;

k_y - ударный коэффициент.

Значение k_у зависит от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ. Постоянная Т_а и коэффициент k_у между собой связаны соотношениями:

(5.14)

Постоянная времени затухания апериодической составляющей равна:

(5.15)

где: щ_п - промышленная частота напряжения сети, 314 рад/с;

x^”/r - отношение элементов системы электроснабжения и постоянной времени типичной радиальной ветви.

Максимальный режим:

Точка К-1.

Точка находится на шинах высшего напряжения ПС 110/10 кВ, которые соединены с системой воздушными линиями 110 кВ, поэтому согласно [16] значение x^”/r равно: x^”/r = 6,3.

По формуле (5.15):

Ударный коэффициент определяю по формуле (5.14):

Определяем ударный ток трёхфазного КЗ по формуле (5.13):

Точка К-2.

Точка находится на шинах низшего напряжения ПС 110/10 кВ, которые соединены с понзающими трансформаторами 6300 кВА. Ударный коэффициент найдем по кривой k_уд=(x/r). Для этого определим отношение элементов системы электроснабжения и постоянной времени типичной радиальной ветви.

По отношению находим k_уд=1,92, Т_а= 0,11с.

Тогда ударный ток КЗ по формуле (5.13):

Точка К-3.

Точка находится в конце линии 10кВ на шинах высшего напряжения ПС

10/0,4 кВ, которые соединены с системой ВЛ 10кВ.

По отношению находим k_уд и Т_а.

По формуле (5.15):

Ударный коэффициент определяю по формуле (5.14):

Тогда ударный ток КЗ по формуле (5.13):

Точка К-4.

Точка находится в конце линии 10кВ на шинах высшего напряжения ПС 10/0,4 кВ, которые соединены с системой ВЛ 10кВ.

По отношению находим k_уд и Т_а.

По формуле (5.15):

Ударный коэффициент определяю по формуле (5.14):

Тогда ударный ток КЗ по формуле (5.13):

Минимальный режим:

Точка К-1.

По отношению находим k_уд и Т_а.

По формуле (5.15):

По формуле (5.14):

По формуле (5.13):

Точка К-2.

По отношению находим k_уд и Т_а.

По формуле (5.15):

По формуле (5.14):

По формуле (5.13):

Точка К-3.

По отношению находим k_уд и Т_а.

По формуле (5.15):

По формуле (5.14):

По формуле (5.13):

Точка К-4.

По отношению находим k_уд и Т_а.

По формуле (5.15):

По формуле (5.14):

По формуле (5.13):

5.5 Расчёт действующего значения апериодической и периодической составляющих тока трёхфазного КЗ

Значения апериодической и периодической составляющих тока КЗ для времени t>0 необходимо в первую очередь знать для выбора коммутационной аппаратуры. Для проверки отключающей способности выключателей токи должны быть определены в сравнительно малые моменты времени после начала КЗ. Расчетное время t_отк размыкания контактов выключателя, отключаемого защитой равно:

t_отк= t _р.з + t _о.в, с (5.16)

где: t_р.з время действия основных релейных защит, с;

t_о.в величина времени собственного отключения выключателей, с.

Апериодическая составляющая тока КЗ при условии максимального начального значения сверхпереходного тока определяется по формуле:

(5.17)

где: _аt - коэффициент затухания апериодической составляющей тока КЗ.

Значение _аt определяется по выражению:

(5.18)

Величину _аt можно определить, зная значение постоянной времени Т_а, которое для различных точек КЗ приведено в предыдущем пункте дипломного проекта.

Таким образом, можно определить действующее значение апериодической составляющей тока трёхфазного КЗ i_аt в различных точках повреждения:

Точка К1.

Значение t_отк для этой точки принимаем равным:

t_отк= 2,5 + 0,065=2,565 с,

где: t_р.з =2,5 с, так как отключение тока КЗ на ВЛ 110 кВ подстанции производится максимальной токовой защитой, установленной на выключателе в районной ПС, от которой получает питание данная ПС 110/10 кВ;

t_о.в=0,065 с - для элегазовых выключателей, предполагаемых для установки в 110 кВ ГПП и установленных в РУ 110 кВ районной ПС.

Значение Т_а для данной точки берём из п. 5.4 дипломного проекта, тогда Т_а= 0,02 с. Отсюда по формуле (5.18) находим значение _аt для точки К1:

Таким образом, апериодическая составляющая в момент отключения КЗ. в точке К1 практически будет равна нулю, поэтому её при дальнейших расчетах не учитываем. Это условие относится к максимальному и минимальному режимам.

Точка К2.

Значение t_отк для этой точки принимаем равным:

t_отк= 1,7 + 0,05=1,75 с.

где: t_р.з =1,7 с, так как отключение тока КЗ на шинах 10 кВ подстанции и отходящих воздушных линиях производится максимальной токовой защитой, установленной на выключателях РУ 10 кВ подстанции. t_о.в=0,05 с - для вакуумных выключателей, предполагаемых для установки в 10 кВ ПС 110/10 кВ.