Проектирование электрической части подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

[Введите текст]

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

ГОМЕЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

ИМЕНИ П.О.СУХОГО

Кафедра ''Электроснабжение''

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по курсу: ”Производство электрической энергии”

на тему: ”Проектирование электрической части подстанции”

ГОМЕЛЬ 2015



Введение

Задачей курсового проекта является закрепление теоретического материала и приобретение практических навыков по проектированию электрической части подстанции, расчету и выбору шин, трансформаторов, высоковольтных аппаратов, а также приобретение опыта в использовании справочной литературы, руководящих указаний и нормативных материалов.

В учебном процессе курсовому проектированию придается большое значение, так как оно способствует приобретению навыков самостоятельной работы по специальности.

При выполнении курсового проекта подлежат разработке следующие вопросы:

Выбор основного оборудования проектируемой подстанции.

Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений проектируемой подстанции с приведением технико-экономического расчета (ТЭР) и разработкой схем распределительных устройств и собственных нужд.

Расчет токов короткого замыкания.

Выбор коммутационных аппаратов.

Выбор токоведущих частей и кабелей.

Выбор контрольно-измерительных приборов для основных цепей схемы.

Выбор измерительных трансформаторов.

Выбор необслуживаемой аккумуляторной батареи.

Выбор и описание конструкции распределительных устройств.

Оформление в графической части проекта в два листа. Главная схема электрических соединений - лист 1 (Формат А 1). План и разрез одного из распределительных устройств проектируемой подстанции - лист 2 (Формат А 1).

Основные цели и задачи проектирования:

1. Производство, передача и распределение заданного количества электроэнергии в соответствии с заданным графиком потребления.

2. Надежная работа установок и энергосистем.

3. Сокращение капитальных затрат на сооружение установок.

4. Снижение ежегодных затрат и ущерба при эксплуатации установок энергосистемы.

Электрическая энергия широко применяется во всех областях народного хозяйства и в быту. Этому способствует универсальность и простота ее использования, возможность производства в больших количествах промышленным способом и передача на большие расстояния.

Целью данного курсового проекта является разработка схемы и выбор основного оборудования на проектируемой подстанции. При проектировании учитывается ряд требований: экономичности и надежности, безопасности и удобства эксплуатации, обеспечения надлежащего качества электроэнергии, уровней напряжения, стабильности частоты и т. п. При этом должны по возможности применяться решения, требующие минимальных расходов денежных средств, цветных металлов и электроэнергии.

1. Выбор основного оборудования проектируемой подстанции

При проектировании электрической подстанции первоначально рассчитывается суммарная максимальная потребляемая мощность потребителей проектируемой подстанции, составляются структурные схемы, в которых определяется состав основного оборудования (силовые трансформаторы) связи между ним и распредустройствами (РУ) разных напряжений. Одновременно с выбором основного оборудования определяются и схемы, в которых оно будет работать. [5] стр. 5-7.

Суммарная активная мощность определяется по формуле:

	(1.1)
где	?n	- количество отходящих линий, шт;
	P'	- передаваемая мощность по одной линии, МВт;
	kр	- коэффициент несовпадения максимумов нагрузки потребителей.

Суммарная полная мощность определяется по формуле:

	(1.2)
где	cosц	- коэффициент мощности.

Суммарная реактивная мощность определяется по формуле:

	(1.3)

Определим активную, полную, и реактивную мощности потребляемой на стороне напряжения 10 кВ:

	(1.4)
	(1.5)
	(1.6)

Определим активную, полную и реактивную мощности потребляемой на стороне напряжения 110 кВ:

	(1.7)
	(1.8)
	(1.9)

Определим суммарную активную, реактивную, полную мощности потребляемой на стороне напряжения 220 кВ:

	(1.10)
	(1.11)
	(1.12)

Генераторы 10 кВ при расчете мощности не учитываем, так как считаем их не надежным источником питания по причине их невысокой мощности и количества. Так же рассмотрим схему к примеру, один генератор находится в выведенном положении в ремонт, а второй генератор не способен обеспечить в полной мере потребляемую мощность.

Из вышесказанного относим данные генераторы к вспомогательному источнику питания, но генераторы будут учтены при расчетах токов КЗ.

Число трансформаторов на подстанциях выбирается в зависимости от ответственности потребителей, а также наличия резервных источников питания в сетях среднего и низких напряжений, но как правило при проектировании новых подстанций не устанавливается более двух трансформаторов на присоединение одного напряжения данного РУ.

Так как большей частью от подстанций питаются потребители всех трех категорий и питание от системы подводится лишь со стороны ВН, то по условию надежности требуется установка не менее двух трансформаторов [5] стр. 5.

Расчетная мощность трансформаторов определяется из выражения [5] стр. 6.:

	(1.13)
где	S?	- суммарная мощность потребителей, МВA;
	kп.ав	- коэффициент аварийной перегрузки тр-ров, kп.ав=1,4, [5] стр. 6.;
	n	- количество трансформаторов, шт.

Так как от проектируемой подстанции питаются потребители различных категорий включая первую и вторую, то для первого и второго варианта схем подстанции выбираем по два силовых трансформатора взаимно резервирующих друг друга устанавливаемые на проектируемой подстанции для каждого распределительного устройства.

Первый вариант: питание предполагается осуществить на напряжении 220 кВ следовательно необходимо выбирать трансформаторы с высшим напряжением 220 кВ с классом напряжения 220/110/10 кВ.

	(1.14)



Для установки в РУ напряжением 220/110/10 кВ применяем два трансформатора типа АТДЦТН-125000 220/110/10 [1]. стр. 156-159. Таблица 3.8.

Проверим выбранный трансформатор по коэффициенту загрузки нормального и аварийного режимов [5] стр. 7:

	(1.15)
	(1.16)

Схема РУ 220 кВ - одна секционированная система шин с обходной с совместным секционным и обходным выключателями. Схема РУ 110 - двойная система шин, РУ 10 кВ - одна секционированная система шин.

Второй вариант: есть возможность применить другие трансформаторы класса 220/110/10 меньшей мощности при условии отключения части потребителей 3 категории надежности электроснабжения в часы максимума нагрузки, с учетом ущерба от недоотпуска электроэнергии. Исходя из этого разработка второго варианта заключается в применении менее мощного трансформатора марки АТДЦТН-63000 220/110/10 [1]. стр. 156-159. Таблица 3.8.

Проверим выбранный трансформатор по коэффициенту загрузки нормального и аварийного режимов:

	(1.12)
	(1.13)

Для проектируемой подстанции трансформатор АТДЦТН-63000 220/110/10 согласно требований перегрузок для установки не подходит (превышают коэффициент перегрузки нормального и аварийного режимов [5] стр. 7), следовательно необходимо выбрать другое решение.

Для второго варианта проектируемой подстанции выберем другую схему РУ 110 кВ. Для данного напряжения подходит схема - одна секционированная система шин с обходной с совместным секционным и обходным выключателями. Исходя из данных условий, ограниченности выбора второго варианта схемы проектируемой подстанции, количества линий 110 кВ и надежности схемы, для рассмотрения второго варианта проектируемой подстанции выберем схему РУ 110 кВ - одна секционированная система шин с обходной с совместным секционным и обходным выключателями.

2. Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений

При разработке главной схемы электрических соединений подстанции рассмотрим два варианта, отличающихся составом и схемами подключения основного оборудования, схемами РУ, когда заданным техническим требованиям удовлетворяют несколько схем. На основании технико-экономического сопоставления вариантов определим оптимальное решение.

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части подстанции, так как она определяет полный состав элементов (трансформаторов, линий, коммутационной и другой первичной аппаратуры) и связей между ними.

Для выбора главной схемы электрических соединений должны быть заданы (или определены в результате промежуточных расчетов) следующие данные: напряжения, на которых выдается электроэнергия; схема сетей и число линий на каждом напряжении; величина перетоков мощностей между РУ разных напряжений. [5] стр. 10-17.

В курсовом проекте рассматриваются возможные варианты схем РУ и в результате технико-экономического сравнения принимают наиболее рациональную схему. При прочих равных условиях предпочтение отдается схеме, в которой отключение цепей осуществляется меньшим числом выключателей, также исключаем использование в схемах отделителей и короткозамыкателей [12] стр. 8.

Исходя из [5] стр. 13-16. табл. 3.2 произведем выбор схем распределительных устройств. Результаты выбора сведем в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Результаты выбора схем для всех РУ всех напряжений
№ схемы	Электрические схемы РУ.	Наименование схемы.	Область применения
			Напряжение, кВ.	Сторона подстанции.	Количество присоединяемых линий.
1	2	3	4	5	6
5		Одна секционированная система шин с обходной с совместным секционным и обходным выключателями	110-220	ВН, СН	до 4
7		Двойная система шин	110-220	ВН, СН	до 4
3		Одна секционная система шин	до 35	ВН, СН, НН	до 10

Для последующего расчета составим два варианта схем проектируемой подстанции.

Первый вариант: Схема РУ 220 кВ - одна секционированная система шин с обходной с совместным секционным и обходным выключателями. Схема РУ 110 - двойная система шин, РУ 10 кВ - одна секционированная система шин. Для установки в РУ напряжением 220/110/10 кВ применяем два трансформатора типа АТДЦТН-125000 220/110/10.

Второй вариант: Схема РУ 220 кВ - одна секционированная система шин с обходной с совместным секционным и обходным выключателями. Схема РУ 110 - одна секционированная система шин с обходной с совместным секционным и обходным выключателями, РУ 10 кВ - одна секционированная система шин. Для установки в РУ напряжением 220/110/10 кВ применяем два трансформатора типа АТДЦТН-125000 220/110/10.

Структурные и главные схемы электрических соединений двух вариантов проектируемой подстанции представлены на рис. 2.1.

а	б

Рис. 2.1 - Электрические схемы первого - а, и второго - б вариантов



3. Технико-экономическое сравнение вариантов

Произведем технико-экономический расчет (ТЭР) и сравнение вариантов электрических схем проектируемой подстанции. [5] стр. 17-33. Расчеты вариантов схем сведем по пунктам:

Расчет капиталовложений. Для расчетов капиталовложений необходимыми данными являются наименование, количество и стоимость основного оборудования монтируемое на проектируемой подстанции.

Расчет издержек на проектируемую подстанцию. Данными издержками являются амморизационные, издержки на возведение, обслуживание и годовых потерь электроэнергии в силовых трансформаторах проектируемой подстанции.

Расчет обобщающего показателя приведенных затрат по возведению и обслуживанию проектируемой подстанции. По данному результату расчета можно сделать выбор схемы проекта подстанции по минимуму затрат.

Расчет капиталовложений.

Расчеты произведем по упрощенным показателям стоимости оборудования и аппаратов двух вариантов схем.

Расчет стоимости силового трансформатора АТДЦТН-125000 220/110/10 приведенная к ценам 2015 года, курс условной единицы - доллара США 1$ = 18000 бел. руб.

млн. бел. руб,	(3.1)
где	С[1]	- стоимость оборудования в ценах [1] 1989 года. руб.;
	$	- стоимость условной единицы доллара США 1$ = 18000 бел. руб.;
	n	- количество оборудования, шт.



Аналогично производим расчет и суммирование капиталовложений для остального оборудования обоих вариантов схем проектируемой подстанции, результаты расчетов сведем в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Результаты расчета капиталовложений
Оборудование.	Количество единиц, шт. 1вариант.	Количество единиц, шт. 2вариант.	Цена единицы, руб.	Вариант.
				Первый.	Второй.
				общ.стоимость, млн.бел.руб.	общ. стоимость, млн.бел.руб.
1	2	3	4	5	6
АТДЦТН-125 220/110/10	2	2	195000	7020	7020
Выключатели 220 кВ.	6	6	33000	3564	3564
Выключатели 110 кВ.	7	7	16500	2079	2079
Выключатели 10 кВ.	9	9	1900	307,8	307,8
Разъединители 220 кВ	22	22	1050	415,8	415,8
Разъединители 110 кВ	22	25	320	126,72	144
Итого:				13513,32	13530,6

Данные цен на основное оборудование взяты из [1].

Расчет показателей издержек для первого варианта схемы.

Годовые эксплуатационные издержки складываются из трех составляющих:

	(3.2)
где	Иа	- амортизационные отчисления, млн. бел. руб.;
	Ио	- издержки на обслуживание электроустановки, млн. бел. руб.;
	Ипот	- издержки, обусловленные потерями эл.энергии, млн. бел. руб./год.;
	М	- математическое ожидание ущерба от недоотпуска электроэнергии.

Амортизационные отчисления.

млн.бел.руб.,	(3.3)
где	а	- норма амортизационных отчислений для силового оборудования.

Издержки на обслуживание электроустановки.

млн.бел.руб.,	(3.4)
где	в	- норма отчислений на обслуживание для силового оборудования.

Для силового электрооборудования и РУ установлены следующие нормы отчислений: а=6,4%, в=3% - для оборудования до 150 кВ, а=6,4%, в=2% - при Uном?220.кВ [5] стр. 18.

Рассчитаем годовые потери в трансформаторах АТДЦТН-125000 220/110/10.

При определении потерь электроэнергии в трансформаторах значения потерь короткого замыкания, и потерь холостого хода определяем по [1].

Время наибольших потерь определяется по формуле:

	(3.5)
	(3.6)
где	Тм.ср	- время использования максимальных нагрузок. ч.

Потери в трансформаторе АТДЦТН-125000 220/110/10:

	(3.7)



где	n	- количество трансформаторов. шт;
	ДРхх	- потери холостого хода трансформатора. МВт;
	8760	- число часов в календарном году, ч;
	ДРк.i	- потери короткого замыкания для обмотки трансформатора. МВт;
	Si	- расчетная полная мощность для обмотки трансформатора. МВт;
	Sном	- номинальная мощность трансформатора. МВА.

При курсовом проектировании удельные затраты на возмещение потерь можно принимать Зэ1=0,8·10-5 тыс. у.е./кВт·ч = 8,0·10-3 у.е./кВт·ч [5] стр. 18.

Издержки связанные с потерями электроэнергии в трансформаторах подстанции:

млн.бел.руб.	(3.8)

Рассчитаем годовые эксплуатационные расходы:

млн.бел.руб.	(3.9)

Для второго варианта схемы расчет аналогичен результат приведен в таблице 3.2. Рассчитаем приведенные затраты для первого варианта схемы.

Сопоставительную оценку рассматриваемых вариантов схем проектируемой подстанции приведен в курсовом проектировании по минимуму приведенных затрат З, млн. бел. руб./год, которые определяются из выражения [5] стр. 14:

млн.бел.руб.	(3.10)
где	рн	- нормативный коэффициент эффективности;
	К	- капиталовложения, млн. бел. руб.;
	И	- годовые издержки, млн. бел. руб./год.;
	М	- математическое ожидание ущерба от недоотпуска электроэнергии.

Так как в первом и втором вариантах схемы проектируемой подстанции выбраны силовые трансформаторы больше суммарной максимальной мощности потребителей подстанции, следовательно при отключении одного из трансформаторов ущерба от недоотпуска электроэнергии нет и учитывать его нет необходимости.

Для второго варианта схемы расчет аналогичен результат приведен в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Результаты расчета издержек на эксплуатацию проектируемой подстанции
Показатель.	Вариант.
	Первый.	Второй.
1	2	3
Стоимость оборудования ПС, млн.бел.руб.	13513,32	13530,60
Издержки на амортизацию, млн.бел.руб.	864,85	865,96
Издержки на обслуживание, . млн.бел.руб.	270,27	270,61
потери в трансформаторе АТДЦТН 125000 220/110/10. МВт,	1512,34	1512,34
Издержки на возмещение потерь электроэнергии в тр-рах, млн.бел.руб.	217,78	217,78
Годовые эксплуатационные расходы, млн.бел.руб.	1352,90	1354,35
Ущерб от недоотпуска электроэнергии, млн.бел.руб.	0	0
Приведенные затраты, млн.бел.руб.	2974,49	2978,02

Таким образом из расчётов видно, что первый вариант схемы дешевле схемы второго варианта, поэтому на основании этого принимаем для дальнейших расчётов первый вариант схемы. Электрическая схема проектируемой подстанции приведена на рис. 2.1а.

При разработке главной схемы электрических соединений подстанции руководствовались согласно технико-экономическому расчету обоих вариантов, нормативно-технической документацией а также методическими указаниями [5] пункт 3.2. таблица 3.2.

4. Выбор трансформаторов собственных нужд

Мощность потребителей СН подстанций невелика, поэтому они питаются от сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов. На двухтрансформаторных подстанциях 35-220 кВ устанавливаются два ТСН, мощность которых выбирают в соответствии с нагрузками, с учетом допустимой перегрузки (kп=1,4) при выполнении ремонтных работ и отказах одного из трансформаторов. Предельная мощность ТСН - 630, 1000 кВА. На подстанциях 110 кВ и выше ТСН присоединяются к выводам 6-10 кВ главных трансформаторов до их выключателей через предохранители. На подстанциях с постоянным оперативным током ТСН подключаются через предохранители или выключатели к шинам РУ 6-35 кВ, [5] стр. 22-25.

Состав потребителей собственных нужд сводим в табл. 4.1 данные выбраны [12] стр. 44-45 таблицы П2.1.-П2.2. ТСН подключаем к шинам 10 кВ.

Таблица 4.1 - Состав потребителей собственных нужд
Собственные нужды подстанции.	Установленная мощность, кВт.	cos ц	tg ц	Нагрузка.
	Кол-во.	Руд кВт/ед.	Всего.			Руст	Qуст
1	2	3	4	5	6	7	8
Подогрев приводов разъединителей 220 кВ.	22	0,6	13,2	1	0	13,2	0
Подогрев приводов выключателей 220 кВ.	6	3	18	1	0	18	0
Подогрев приводов разъединителей 110 кВ.	22	0,6	13,2	1	0	13,2	0
Подогрев приводов выключателей 110 кВ.	7	2,5	17,5	1	0	17,5	0
Подогрев релейных отсеков ячеек 10 кВ.	13	1	13	1	0	13	0
Собственные нужды помещений ДП.	1	10	10	1	0	10	0
Освещение ОРУ-220 кВ.	1	10	10	1	0	10	0
Освещение ОРУ-110 кВ.	1	10	10	1	0	10	0
Освещение ЗРУ, ОПУ-10 кВ.	1	20	20	1	0	20	0
ЩОТ	2	15	30	1	0	30	0
Охлаждение тр-ров АТДЦТН-125 220/110/10.	2	29,6	59,2	0,85	0,62	50,32	36,7
Маслохозяйство	1	20	20	0,85	0,62	17	12,4
Аппаратура связи	2	3	6	0,85	0,62	5,1	3,7
Подзарядно-зарядный агрегат ВАЗП	2	23	46	0,85	0,62	39,1	28,5
Итого:	266,4	81,3
Расчетная мощность потребителей СН.	150,0

Расчетная мощность потребителей ТСН определяется по выражению:

	(4.1)
где	Кс	- коэф. спроса, для 2-х трансформаторной ПС Кс=0,7 [12] стр. 40.
	kп.ав	- коэф. аварийной перегрузки тр-ров, kп.ав=1,3, [5] стр. 23.;
	n	- количество трансформаторов ТСН, шт.

Выбираем трансформатор типа ТМ-160/10 [1]. стр.120. таблица. 3.3.

Защитный аппарат, устанавливаемый перед ТСН, предохранитель типа ПКТ(ПК), Схема присоединения ТСН указано в листе 1 графической части КП.

5. Расчет токов короткого замыкания

Составление схемы замещения электрической сети

Расчет токов КЗ производится для выбора и проверки электрооборудования, а также параметров электрических аппаратов релейной защиты, Точки КЗ выбираем в тех местах системы, чтобы выбираемые в последующих расчетах аппараты были поставлены в наиболее тяжелые условия. Наиболее практичными точками являются сборные шины всех напряжений.

Составляем расчетную схему проектируемой подстанции в нормальном режиме. В схему замещения ее элементы (система, генератор, трансформатор, линия) входят своими индуктивными сопротивлениями. Схема замещения представлена на рис. 5.1.

Рис 5.1 - Расчетная схема замещения проектируемой подстанции

Выбор базисных условий и определение параметров элементов схемы замещения.

За базисную мощность принимаем мощность равную Sб=1000 МВа.

За базисное напряжение принимаем напряжения равные средним номинальным напряжениям сети, которые равны: Uб1=230, Uб2=115 кВ, Uб3=10,5 кВ [11] стр. 31. Принятые базисные напряжения вытекают из точек к.з., которые намечаются в расчетной схеме, т.е. К1 - на шинах напряжения 220 кВ подстанции, К2 - на шинах напряжения 110 кВ, К3 на шинах напряжения 10 кВ.

Базисные токи определяются по формуле:

	(5.2.1)
где	Sб	- базисная мощность, МВА;
	Uб	- базисное напряжение, кВ.
	(5.2.2)
	(5.2.3)
	(5.2.4)

Сопротивление системы приведенные к базисным условиям:

Определяем сопротивление питающей системы.

	(5.2.5)

Определяем сопротивления элементов схемы замещения. ТЭЦ 330 кВ.

Для расчета сопротивления генераторов необходимо знать их число и мощность (таких данных в задании нет). В исходных данных суммарная мощностью РТЭЦ=300 МВт. Определим параметры генераторов, результаты сведем в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Параметры генератора
Наименование.	Кол-во шт.	Р, МВт.	cosб	Q, МВар.	U, кВ.
1	2	3	4	4	5	7
ТВФ-100-2.	3	100,0	0,8	75,0	10,5	0,191

Сопротивление генератора:

	(5.2.6)

Определим сопротивление обмоток трансформаторов ТДЦ 125000 220/10 [1] стр. 156-160 табл. 3.8, установленные на ТЭЦ 220 кВ:

	(5.2.7)

Сопротивление питающей линии определяется по выражению:

	(5.2.8)
	(5.2.9)
	(5.2.10)
где	хо	- удельное сопротивление 1 км линии, Ом/км [13] стр. 31. Табл. П 2.1;
	L	- протяженность линии, км.

Сопротивление трансформаторов определяем по выражению:

	(5.2.11)



где	Uк	- напряжение короткого замыкания обмотки трансформатора, %;
	Sн	- номинальная мощность трансформатора, МВА.

Для трансформаторов АТДЦТН 125000 220/110/10 данные взяты из [1]. стр. 156-159. Таблица 3.8. Напряжение короткого замыкания обмоток ВН, СН, НН трансформатора:

	(5.2.12)
	(5.2.13)
	(5.2.14)

Определим сопротивление обмоток трансформаторов АТДЦТН 125000 220/110/10:

	(5.2.15)
	(5.2.16)
	(5.2.17)

Для расчета сопротивления генераторов необходимо знать их число и мощность. В исходных данных количество генераторов определено 2 шт., мощностью 2х12 МВт. Определим параметры генераторов.

Таблица 5.2 - Параметры генератора
Наименование.	Кол-во шт.	P, МВт.	S, МВА.	U, кВ.	I, кА.
1	2	3	4	5	6	7	8
ТВФ-12-2	2	12,0	15,0	10,5	866,0	0,8	0,112



Сопротивление генератора:

	(5.2.18)

Расчет токов КЗ на стороне 220 кВ.

Рассчитаем ток КЗ на стороне 220 кВ. Расчетная схема для расчета токов КЗ для проектируемой подстанции представлена на рис. 5.1. Преобразованная схема для расчета токов КЗ на стороне 220 кВ представлена на рис. 5.3.

Рис. 5.3 - Схема замещения для расчета токов КЗ на стороне напряжения 220 кВ

Параметры схемы замещения, приведенной на рис. 5.3. следующие:

	(5.3.1)
	(5.3.2)
	(5.3.3)
	(5.3.4)



	(5.3.5)

Сверхпереходной ток находим по формуле;

	(5.3.6)
где	Iпо	- сверхпереходной установившийся ток, о.е;
	Е	- ЭДС системы, о.е.;
	х?	- результирующее сопротивление ветви, о.е.

Сверхпереходной ток для точки К1:

	(5.3.7)

Ударный ток короткого замыкания определяется по формуле:

	(5.3.8)
где	kу	- ударный коэффициент для 220 кВ. (kу=1,72) [10] стр. 23. Таблица 2.3;
	Iпо	- расчетный сверхпереходной ток трехфазного короткого замыкания.

Термический импульс короткого замыкания:

	(5.3.9)
где	Iпо.кi	- ток короткого замыкания в точке Кi;
	tрз	- время действия релейной защиты ком. аппаратов, с. [12] стр. 15.;
	tс.о.	- собственное время отключения коммутационных аппаратов, с;
	Та	- постоянная времени затухания, [10] стр. 23. Таблица 2.3.

Результаты расчета таков КЗ сведем в таблицу 5.5.

Расчет токов КЗ на стороне 110 кВ.

Рассчитаем ток КЗ на стороне 110 кВ. Расчетная схема для расчета токов КЗ для проектируемой подстанции представлена на рис. 5.1. Преобразованная схема для расчета токов КЗ на стороне 110 кВ представлена на рис. 5.4.

Рис. 5.4 - Схема замещения для расчета токов КЗ на стороне напряжения 110 кВ.

Параметры схемы замещения, приведенной на рис. 4.4. следующие:

	(5.4.1)
	(5.4.2)
	(5.4.3)
	(5.4.4)

Сверхпереходной ток для точки К2:



	(5.4.5)

Ударный ток короткого замыкания в точке К2 будет равен:

	(5.4.6)
где	kу	- ударный коэффициент для 110 кВ. (kу=1,61) [10] стр. 23. Таблица 2.3.

Термический импульс короткого замыкания:

	(5.4.7)

Результаты расчета таков КЗ сведем в таблицу 5.5.

Расчет токов КЗ на стороне 10 кВ.

Рассчитаем ток КЗ на стороне 10 кВ. Расчетная схема для расчета токов КЗ для проектируемой подстанции представлена на рис. 5.1. Преобразованная схема для расчета токов КЗ на стороне 10 кВ представлена на рис. 5.5.

Рис. 5.5 - Схема замещения для расчета токов КЗ на стороне напряжения 10 кВ



Параметры схемы замещения, приведенной на рис. 4.5. следующие.

	(5.5.1)
	(5.5.2)

Сверхпереходной ток для точки К3:

	(5.5.3)

Ударный ток короткого замыкания в точке К3 будет равен:

	(5.5.4)
где	kу	- ударный коэффициент для 10 кВ. (kу=1,37).

Термический импульс короткого замыкания:

	(5.5.5)

Результаты расчета токов КЗ сведем в таблицу 5.5.

Таблица 5.5 - Результаты расчета токов короткого замыкания
Ток. кА.	Ток КЗ в требуемых точках наиболее тяжелого режима. кА.
	К1. 220 кВ.	К2. 110 кВ.	К3. 10 кВ.
1	2	3	4
Iпо, кА.	4,1	3,4	20,3
iуд, кА.	10,0	7,6	39,3
Вк, кА2с.	18,2	12,4	436,8

6. Выбор коммутационных аппаратов

Расчет и выбор токоограничивающих реакторов

Из результатов расчета токов КЗ в таблице 5.5 делаем вывод, что токи КЗ на сборных шинах напряжений 10 кВ превышают паспортные данные отключающей способности выключателей, следовательно есть необходимость в установке токоограничивающего реактора на стороне напряжений 10 кВ.

Произведем расчет и выбор токоограничивающего реактора для напряжения 10 кВ [12] стр. 13 пункт 4.

Результирующее сопротивление до установки реактора.

	(6.1.1)

Требуемое сопротивление после установки реактора:

	(6.1.2)

Требуемое сопротивление реактора, Ом:

	(6.1.3)

По каталожным данным подберем необходимый реактор для установки в распределительном устройстве 6 кВ. Предварительно выбираем реактор марки РБГ 10-2500-0,14У3 [1]. табл. 5.14. стр. 290.

Номинальное напряжение	Uном=10 кВ;
Длительно допустимый ток при естественном охлаждении	Iдоп=2150 А;
Номинальное индуктивное сопротивление	хр=0,14 Ом;
Ток электродинамической стойкости	Iд.с.=79,0 кА;
Ток термической стойкости	Iт.с.=31,1 кА;
Допустимое время действия тока термической стойкости	tт.с.=8 с.

Допускается использование реакторов в электроустановках с номинальным напряжением, меньшим напряжения реакторов [3]. стр. 211.

Максимальный ток реактора:

	(6.1.4)

Результирующее сопротивление с учетом установленного реактора:

	(6.1.5)

Фактическое значение периодической составляющей тока к.з. после установки реактора.

	(6.1.6)

Ударный ток короткого замыкания в точке К3 будет равен:

	(6.1.7)

Термический импульс короткого замыкания:



	(6.1.8)

Полученные значения тока короткого замыкания после установки токоограничивающего реактора находятся в пределе отключающих способностей и стойкости высоковольтных выключателей 6 кВ.

Выбранный реактор необходимо проверить по устойчивости к токам КЗ.

Условие электродинамической стойкости.

	(6.1.9)

Условие электродинамической стойкости выполняется.

Проверка по термической стойкости. Завод изготовитель гарантирует время термической стойкости tт.с=8.с и ток термической стойкости Iт.с=31,1.кА.

Условие термической стойкости.

	(6.1.10)

Условие термической стойкости выполняется.

Потеря напряжения на шинах распределительного устройства за реактором не должно превышать значения 1,5-2,5% от номинального при Uн=100% при нормальном режиме работы установки [12] стр. 14.

	(6.1.11)

Остаточное напряжение на шинах при коротком замыкании за реактором:

	(6.1.12)

Выбранный реактор удовлетворяет всем предъявленным требованиям.

Результаты расчетов по выбору реактора 10 кВ сведены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Результаты расчетов по выбору реактора 10 кВ РБГ 10-2500-0,14У3.
Расчетные параметры сети.	Данные оборудования.	Условия выбора.
1	2	3
Uуст = 10. кВ.	Uном = 10. кВ.	Uуст ? Uном
I10.м = 923,8. А.	Iном = 2500. А.	Iм ? Iном
Iпо.к3 = 13,6. кА.	Iт.с = 31,1. кА.	Iпо.кiф ? Iт.с
iуд.к3 = 26,4. кА.	Iд.с = 79. кА.	iуд.кiф ? Iд.с
Вк.3 = 196,1. кА2с.	Вкзав = 773737. кА2с.	Вк.iф ? Вкзав
Результат выбора реактора: РБГ 10-2500-0,14У3.

Результаты расчета токов короткого замыкания после установки токоограничивающего реактора сведем в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 - Результаты расчета токов короткого замыкания
Ток. кА.	Ток КЗ в требуемых точках наиболее тяжелого режима. кА.
	К1.220 кВ.	К2. 110 кВ.	К3. 10 кВ.
1	2	3	4
Iк, кА.	4,1	3,4	13,6
Iу, кА.	10,0	7,6	26,4
Вк, кА2с.	18,2	12,4	196,1

6.2 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне напряжения 220 кВ

Выбор разъединителей на стороне 220 кВ. [12] стр. 7-10 пункт 2,[5] стр. 31-35.

Определим максимальный рабочий ток для коммутационной аппаратуры со стороны напряжения 220 кВ:

	(6.2.1)
где	Sтр	- номинальная мощность силового трансформатора, МВА.

Максимальный ток при ремонтном или послеаварийном режиме для РУ 220 кВ:

	(6.2.2)
где	kп	- коэффициент перегрузки трансформатора 40%, о.е.

Выбираем разъединитель типа РНДЗ.2-220/1000 У1. [1]. стр. 272. табл.5.5.

Условия выбора.

По напряжению установки:

	(6.2.3)

По максимальному рабочему току:

	(6.2.4)

Проверка на динамическую стойкость:

	(6.2.5)

Проверка на термическую стойкость:

	(6.2.6)
где	Iтс	- ток термической стойкости оборудования, кА.;
	tтс	- время термической стойкости оборудования, с.

Условия выбора оборудования выполняются.

Результаты расчетов по выбору разъединителей сведены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 - Результаты расчетов по выбору разъединителей 220 кВ
Расчетные параметры сети.	Данные оборудования.	Условия выбора.
1	2	3
Uуст = 220. кВ.	Uном = 220. кВ.	Uуст ? Uном
I220.м = 459,3. А.	Iном = 1000. А.	Iм ? Iном
iуд.к1 = 10,0. кА.	Iд.с = 100. кА.	iуд.кi ? Iд.с
Вк.1 = 18,2. кА2с.	Вкзав = 2776,75. кА2с.	Вк.i ? Вкзав
Результат выбора линейного разъединителя: РНДЗ.2-220/1000 У1.
Результат выбора секционного разъединителя: РНДЗ.2-220/1000 У1.
Результат выбора трансформаторного разъединителя: РНДЗ.2-220/1000 У1.

При различной коммутации в РУ 220 кВ через линейный, секционный и трансформаторные разъединители может протекать максимальный расчетный ток потребляемый проектируемой подстанцией. К таким коммутациям относятся вывод в ремонт оборудования: одного из трансформаторов, секции шин 220 кВ, линии 220 кВ и т.д. Исходя из этого линейный, секционный и трансформаторный разъединители имеют одинаковые технические данные. Аналогичная ситуация складывается при расчете и выборе выключателей 220 кВ и трансформаторов тока 220 кВ.

Выбор выключателей на стороне 220 кВ.

Максимальный ток при ремонтном или послеаварийном режиме для напряжения 220 кВ:

	(6.2.7)

Выбираем элегазовый выключатель типа ВГТ-220-40-2000. [8] стр. 27 табл. П5.

Условия выбора.

По напряжению установки:

	(6.2.8)

По максимальному рабочему току:

	(6.2.9)

Проверка на отключающую способность:

	(6.2.10)

Проверка на динамическую стойкость:

	(6.2.11)

Проверка на термическую стойкость:

	(6.2.12)

Условия выбора оборудования выполняются.

Результаты расчетов по выбору выключателей сведены в таблице 6.4.

Таблица 6.4 - Результаты расчетов по выбору выключателей 220 кВ
Расчетные параметры сети.	Данные оборудования.	Условия выбора.
1	2	3
Uуст = 220. кВ.	Uном = 220. кВ.	Uуст ? Uном
I220.м = 459,3. А.	Iном = 2000. А.	Iм ? Iном
Iпо.к1 = 4,1. кА.	Iотк = 40. кА.	Iпо.кi ? Iотк
iуд.к1 = 10,0. кА.	Iд.с = 102. кА.	iуд.кi ? Iд.с
Вк.1 = 18,2. кА2с.	Вкзав = 4800.кА2с.	Вк.i ? Вкзав
Результат выбора линейного выключателя: ВГТ-220-40/2000У1.
Результат выбора секционного выключателя: ВГТ-220-40/2000У1.
Результат выбора трансформаторного выключателя: ВГТ-220-40/2000У1.

Аналогично производим расчет и выбор коммутационной аппаратуры на стороне напряжения 110 и 10 кВ, результаты расчета и выбора сведем в таблицы 6.3 - 6.4.



6.3 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне напряжения 110 кВ

Алгоритм расчета и выбора коммутационных аппаратов 110 кВ аналогичен выбору расчету и выбору на стороне напряжения 220 кВ. Результаты расчетов по выбору разъединителей сведены в таблице 6.5.

Таблица 6.5 - Результаты расчетов по выбору разъединителей 110 кВ
Расчетные параметры сети.	Данные оборудования.	Условия выбора.
1	2	3
Uуст = 110. кВ.	Uном = 110. кВ.	Uуст ? Uном
I110.м = 459,3. А.	Iном = 1000. А.	Iм ? Iном
iуд.к2 = 7,6. кА.	Iд.с = 100. кА.	iуд.кi ? Iд.с
Вк.2 = 12,4. кА2с.	Вкзав = 2776,75. кА2с.	Вк.i ? Вкзав
Результат выбора линейного разъединителя: РНДЗ.2-110/1000 У1.
Результат выбора секционного разъединителя: РНДЗ.2-110/1000 У1.
Результат выбора трансформаторного разъединителя: РНДЗ.2-110/1000 У1.

Таблица 6.6 - Результаты расчетов по выбору выключателей 110 кВ
Расчетные параметры сети	Данные выключателя	Условия выбора
1	2	3
Uуст = 110. кВ.	Uном = 110. кВ.	Uуст ? Uном
I110.м = 459,3. А.	Iном = 2000. А.	Iм ? Iном
Iпо.к2 = 3,4. кА.	Iотк = 40. кА.	Iпо.кi ? Iотк
iуд.к2 = 7,6. кА.	Iд.с = 102. кА.	iуд.кi ? Iд.с
Вк.2 = 12,4. кА2с.	Вкзав = 4800.кА2с.	Вк.i ? Вкзав
Результат выбора линейного выключателя: ВГТ-110-40/2000У1.
Результат выбора секционного выключателя: ВГТ-110-40/2000У1.
Результат выбора трансформаторного выключателя: ВГТ-110-40/2000У1.



6.4 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне напряжения 10 кВ

Результаты расчета и выбора коммутационной аппаратуры на стороне напряжения 10 кВ сведены в таблице 6.7.

Таблица 6.7 - Результаты расчетов по выбору выключателей 10 кВ
Расчетные параметры сети.	Данные оборудования.	Условия выбора.
1	2	3
Uуст = 10. кВ.	Uном = 10. кВ.	Uуст ? Uном
I10.м= 923,8. А.	Iном = 1000. А.	Iм ? Iном
Iпо.к3 = 13,6. кА.	Iотк = 20. кА.	Iпо.кi ? Iотк
iуд.к3 = 26,4. кА.	Iд.с = 51. кА.	iуд.i ? Iд.с
Вк.3 = 196,1. кА2с.	Вкзав = 1200.кА2с.	Вк.i ? Вкзав
Результат выбора вводного выключателя: ВВ/TEL-10-20/1000. ОАО “Тавридаэлектрик”. Россия.
Результат выбора секционного выключателя: ВВ/TEL-10-20/630. ОАО “Тавридаэлектрик ”. Россия.
Результат выбора линейного выключателя: ВВ/TEL-10-20/630. ОАО “ Тавридаэлектрик ”. Россия.

6.5 Выбор предохранителей ТСН

Для защиты ТСН используем предохранители марки ПК, ПКИ, ПКТ предназначенные для защиты трансформаторов, воздушных и кабельных линий в сетях 6, 10 кВ, данные предохранители обладают токоограничивающим эффектом.

Рабочий ток для предохранителя ТСН 10 кВ:

	(6.5.1)
где	Sн	- номинальная мощность трансформатора собственных нужд, кВА;
	kп	- коэффициент перегрузки трансформатора 40%, о.е.

Выбираем предохранитель марки ПК-101-10-16-31,5У3 исходя из [12]. стр.12. табл. 3.2. с плавкой вставкой номинальным током Iн=16.А.

Условия выбора.

По напряжению установки:

	(6.5.2)

По максимальному рабочему току:

	(6.5.3)

Проверка на отключающую способность предохранителя токов КЗ:

	(6.5.4)

Условия выбора оборудования выполняются.

Результаты расчетов по выбору предохранителей ТСН.

Таблица 6.8 - Результаты расчетов по выбору предохранителей ТСН 10 кВ
Расчетные параметры сети.	Данные оборудования.	Условия выбора.
1	2	3
Uуст = 10. кВ.	Uном = 10. кВ.	Uуст ? Uном
Iпр = 12,9. А.	Iном = 16. А.	Iпр ? Iном
Iпо.к3 = 13,6. кА.	Iотк = 31,5. кА.	Iпо.кi ? Iотк
Результат выбора: ПК-101-10-16-31,5У3.

6.6 Выбор защиты от атмосферных перенапряжений

Произведем выбор ограничителей перенапряжений (ОПН) исходя из рекомендаций [12]. стр.23-29. табл. 6.5-6.7.

Для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных перенапряжений на стороне 10 кВ выбираем ограничители перенапряжения ОПН-КР 10/11,5 с Uн=10 кВ для установки в закрытом распределительном устройстве (ЗРУ) - шкафах ячеек выключателей 10 кВ, трансформатора напряжения 10 кВ и т.д. Для установки в открытом распределительном устройстве (ОРУ) - ячеек силовых трансформаторов применяется ОПН-РС 10/12,7.

Аналогично производим выбор ограничителей перенапряжений на стороне напряжения 220 и 110 кВ, результаты выбора сведем в таблицу 6.9.

Таблица 6.9 - Результаты расчетов по выбору ограничителей перенапряжений
Расчетные параметры сети.	Данные оборудования.	Условия выбора.
1	2	3
Uуст = 10. кВ.	Uном = 10. кВ.	Uуст ? Uном
Результат выбора для РУ 10 кВ: ОПН-КР 10/11,5 для установки в ЗРУ, ОПН-РС 10/12,7 для установки в ОРУ.
Результат выбора для РУ 110 кВ: ОПН 110/73/10/2УХЛ1 для установки в ОРУ.
Результат выбора для РУ 220 кВ: ОПН 220/153/10/2УХЛ1 для установки в ОРУ.

7. Выбор токоведущих частей, сборных шин и кабелей

Основное оборудование подстанций и аппараты в этих целях соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки [10]. стр.3-38, [5] стр. 36-46 пункт 7.

Проводники должны обеспечить требования, вытекающих согласно условий работы:

Длительно проводить рабочие токи без чрезмерного повышения температуры.

Противостоять кратковременному электродинамическому и тепловому действию токов к.з.

Выдерживать механические нагрузки, создаваемые собственной массой и массой связанной с ними аппаратов, а также усилия, возникающие в результате атмосферных воздействий.

Удовлетворять требованиям экономичности электроустановки.

Выбор токоведущих частей на стороне 220 кВ в цепи трансформатора.

Применим гибкие многопроволочные сталеалюминиевые провода [10]. стр.16.

Условия выбора.

По экономической плотности тока.

Расчетный ток при нормальном режиме для трансформатора АТДЦТН-125000 220/110/10 кВ:

	(7.1.1)
где	Sтр	- номинальная мощность силового трансформатора, МВА.

Максимальный ток при ремонтном или послеаварийном режиме для трансформатора АТДЦТН-125000 220/110/10 кВ:

	(7.1.2)

Расчетное экономическое сечение для проводов:

	(7.1.3)
где	jэ	- экономическая плотность тока, А/мм2, [10]. стр.13. табл. 1,2.

Выберем провод марки АС с ближайшим сечением но не менее минимально допустимого по условиям коронирования АС-300/39 с Iдоп = 710.А. [13]. стр.6. [10]. стр.43. табл. П9.

Проверка по условию нагрева:

	(7.1.4)

На термическую стойкость при воздействии токов КЗ.

Мощность к.з. на шинах 220 кВ:

	(7.1.5)
где	Iпо.Кi	- сверхпереходной ток КЗ для точки Кi на шинах, кА.

Проверка на термическую стойкость согласно [10]. стр.36, табл 2.8:

не требуется.	(7.1.6)

На явление возникновения короны.

Проверка по условиям коронирования не требуется так как провода выбраны с минимально допустимым сечение по условиям коронирования согласно [13]. стр.6. [10]. стр.17.

На динамическую стойкость при воздействии токов КЗ.

Проверка на динамическую стойкость согласно [10]. стр.36, табл 2.8:

не требуется.	(7.1.7)

Условия выбора токоведущих частей выполняются, окончательно выбираем провод марки: АС-300/39 с Iдоп = 710.А. Результаты расчета и выбора сведем в таблицу 7.5.

Выбор сборных шин на стороне 220 кВ.

Применим гибкие многопроволочные сталеалюминиевые провода [10]. стр.36-37.

Условия выбора.

По длительно допустимому току из условий нагрева при ремонтном и послеаварийном режиме.

Расчетный ток при нормальном режиме для РУ 220 кВ:

	(7.2.1)

Максимальный ток при ремонтном или послеаварийном режиме для РУ 220 кВ:

	(7.2.2)

Выберем провод марки АС с ближайшим сечением но не менее минимально допустимого по условиям коронирования АС-240/32 с Iдоп = 605.А. [13]. стр.6. [10]. стр.43. табл. П9.

Проверка по условию нагрева:

	(7.2.3)

На термическую стойкость при воздействии токов КЗ.

Мощность к.з. на шинах 220 кВ:

	(7.2.4)

Проверка на термическую стойкость согласно [10]. стр.36, табл 2.8

не требуется.	(7.2.5)

На явление возникновения короны.

Проверка по условиям коронирования не требуется так как провода выбраны с минимально допустимым сечение по условиям коронирования согласно [10]. стр.17. На динамическую стойкость при воздействии токов КЗ.

Проверка на динамическую стойкость согласно [10]. стр.36, табл 2.8:

не требуется.	(7.2.6)

Условия выбора гибких шин выполняются, окончательно выбираем провод марки: АС-240/32 с Iдоп = 605.А. Результаты расчета и выбора сведем в таблицу 7.5. Выбор токоведущих частей на стороне 10 кВ в цепи трансформатора. Применим гибкие многопроволочные сталеалюминиевые провода [10]. стр.16.

Условия выбора.

По экономической плотности тока.

Расчетный ток при нормальном режиме для сборных шин 10 кВ:

	(7.3.1)
где	n	- количество вводов для сборных шин, шт.

Максимальный ток при ремонтном или послеаварийном режиме для сборных шин 10 кВ:

	(7.3.2)

Расчетное экономическое сечение для проводов:

	(7.3.3)

Выберем провод марки АС с ближайшим меньшим сечением 2 АС-185/24 с Iдоп = 2 520.А. [10]. стр.43. табл. П9.

Проверка по условию нагрева:

	(7.3.4)

На термическую стойкость при воздействии токов КЗ.

Не проверяется, так как данная цепь не оборудована устройством быстродействующего аварийного повторного включения (АПВ), только устройством автоматического включения резерва (АВР). [10]. стр.36.

На динамическую стойкость при воздействии токов КЗ.

Не проверяется, так как данная цепь выполнена гибкими проводами на открытом воздухе. [10]. стр.25.

Условия выбора токоведущих частей выполняются, окончательно выбираем провод марки: 2 АС-185/24 с Iдоп = 2 520.А. Результаты расчета и выбора сведем в таблицу 6.5.

Выбор сборных шин на стороне 10 кВ.

Применим жесткие алюминиевые шины [10]. стр.24-25, 33-35. Шины имеют горизонтальное расположение. Расстояние между фазами а=0,5 м и пролетом L=1,0 м.

Условия выбора.

По длительно допустимому току из условий нагрева при ремонтном и послеаварийном режиме.

Максимальный ток при ремонтном или послеаварийном режиме для РУ 10 кВ:

	(7.4.1)

Выберем жесткие алюминиевые шины прямоугольного сечения с одной полосами на фазу Al-60 8с Iдоп=1025.А, [10]. стр.45. табл. П11.

Проверка по условию нагрева:

	(7.4.2)

На термическую стойкость при воздействии токов КЗ.

Термический импульс короткого замыкания:

	(7.4.3)

Минимальное термически стойкое сечение шин:

	(7.4.4)
где	С	- температурный коэффициент [10] стр. 20. Таблица 2.2.

Термическая стойкость шин обеспечивается.

На динамическую стойкость при воздействии токов КЗ.

При расположении шин горизонтально момент инерции поперечного сечения шины находится по формуле:

	(7.4.5)
где	b	- толщина шины, см;
	h	- ширина шины, см.

Определим собственную частоту колебаний шин:

	(7.4.6)
где	L	- длинна пролета между изоляторами, м;
	J	- момент инерции, см4;
	q	- поперечное сечение шины, см2.

так как fо > 200 Гц, то механического резонанса возникать не будет.

На механическую прочность шин при воздействии токов КЗ.

Шины являются механически прочными при выполнении условия:

	(7.4.7)
где	удоп	- допустимое механическое напряжение в материале шин (для алюминиевых шин 82,3 МПа), [10] стр. 28. Таблица 2.5;
	урасч	- расчетное напряжение шин.

Момент сопротивления шины определяется по формуле:

	(7.3.8)

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента при действии токов КЗ, [10] стр. 26. формула 2.16:

подстанция электрический соединение замыкание

	(7.4.9)
где	Iуд.Кi	- ударный ток КЗ в точке Кi, кА;
	L	- длина пролета между изоляторами на жестких шинах, м.

Условия выбора жестких шин выполняются, окончательно выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения Al-60 8 с Iдоп=1025.А.

Результаты расчета и выбора сведем в таблицу 7.5.

Выбор кабелей в цепи отходящих линий 10 кВ.

Так как не указывались отдельные требования и условия прокладки кабелей 10 кВ, то эти данные берем по усредненным показателям присущим к территории Республики Беларусь [10]. стр. 37. Пример 2.4 и исходным данным задания на проект (лист задания).

Кабель проложен в нормальной почве и песке влажностью 7-9%. Температура окружающей среды (земля) окр =25 °С. Параллельно проложены два кабеля, l= 100 мм. Тmax=5500 ч. Время отключения КЗ tКЗ=1,3 с. Электроснабжение потребителей осуществляем по кабельным линиям электропередач КЛ напряжением 10 кВ марки АПвВнг-LS от ПС. КЛ дороже но надежней и безопасней воздушных линий электропередач ВЛ поэтому предпочтение отдано данному варианту исполнения при условии что КЛ возможно проходит через территории жилых районов и застроек где недопустимо возведение ВЛ из соображение электробезопасности.

Условия выбора.

По экономической плотности тока.

Определим активную и полную мощности потребляемой КЛ 10 кВ потребителя:

	(7.5.1)
	(7.5.2)

Расчетный ток при нормальном режиме для КЛ 10 кВ потребителя.

	(7.5.3)

Максимальный ток при ремонтном или послеаварийном режиме для КЛ 10 кВ. Так как данные об утяжеленном режиме отсутствуют, за утяжеленный режим выбираем перегрузочную способность кабеля на 10% в течении t=3 часов исходя из [10]. стр.47. табл. П13.

	(7.5.4)



Расчетное экономическое сечение для алюминиевых шин с пластмассовой изоляцией:

	(7.5.5)
где	jэ	- экономическая плотность тока, А/мм2, [10]. стр.13. табл. 1,2.

Выберем кабель марки АПвВнг-LS 3 185 с длительно допустимым током при прокладке в земле з=15оС, с Iдоп=310. А [10]. стр.41. табл. П5.

Коэффициент на температуру окружающей среды, К1=1,0. [10]. стр.48. табл. П15.

Коэффициент на кол-во параллельно проложенных кабелей, К2=0,9.[10]. стр. 49. табл. П16.

Коэффициент на вид почвы, К3=1,05. [10]. стр.49. табл. П17.

Допустимый ток кабеля АПвВнг-LS 3 185 с учетом коэффициентов:

	(7.5.6)

На термическую стойкость при воздействии токов КЗ.

Термический импульс короткого замыкания, [ПЗ] стр.20. формула 6.1.8:

	(7.5.7)

Минимальное термически стойкое сечение кабеля:

	(7.5.8)



где	С	- температурный коэффициент [10] стр. 20. Таблица 2.2.

Термическая стойкость кабеля 10 кВ обеспечивается.

Условия выбора кабеля 10 кВ выполняются, окончательно выбираем кабель АПвВнг-LS 3 185, с Iдоп=310. А. Аналогично производится расчет и выбор сборных шин, токоведущих частей и кабелей на стороне напряжения 110 кВ, результаты расчета и выбора сведем в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 - Результаты выбора сборных шин, токоведущих частей и кабелей проектируемой подстанции
РУ	Iр.А.	Iм.А.	Сборные шины. Iдоп.А.	Токовед. части Iдоп.А.	Кабели. Iдоп.А.
1	2	3	4	5	6
С220	328,0	459,3	АС-240/32,Iдоп=605. А	АС-300/39,Iдоп=710. А	-
С110	229,6	459,3	АС-185/24,Iдоп=520. А	АС-185/24,Iдоп=520. А	-
С10	461,9	923,8	Al-60 8,Iдоп=1025.А.	2 АС-185/24,Iдоп=2 520. А	АПвВнг-LS3185,Iдоп=310.А

Выбор изоляторов.

В распределительных устройствах гибкие шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах.

Изоляторы должны отвечать ряду требований, определяющие их электрические и механические характеристики, в соответствии с их назначением, а также загрязненностью окружающего воздуха в районе установки [10] стр. 31-35.

Условия выбора.

По номинальному напряжению установки.

Выполним расчет и выбор опорных изоляторов для секции 10 кВ в ЗРУ 10 кВ. Выбираем изолятор типа ИО-10-3,75 У3, [1]. стр. 282. табл. 5.7.

	(7.6.1)
где	Uном	- номинальное напряжение установки, кВ;
	Uиз	- номинальное напряжение изолятора, кВ.

По механической прочности.

Определим расчетную силу действующая на изолятор при горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз:

	(7.6.2)
где	kh	- поправочный коэффициент, учитывающий высоту шины, если она расположена на ребро, так как шины расположены горизонтально, то kh=1;
	а	- ширина между фазами;
	L	- длинна пролета.

Допустимая нагрузка на головку изолятора:

	(7.6.3)
где	Fразр	- разрушающая нагрузка на изгиб, Н.

Проверка по механической прочности:

	(7.6.4)
где	Fрасч	- расчетная сила, действующая на изолятор, Н;
	Fдоп	- допустимая нагрузка на головку изолятора, Н.

Условия выбора изоляторов 10 кВ выполняются, окончательно выбираем ИО-10-3,75 У3.

Аналогично производится расчет и выбор изоляторов на стороне напряжения 220 и 110 кВ, результаты расчета и выбора сведем в таблицу 7.2.



Таблица 7.2 - Результаты расчета и выбора изоляторов проектируемой подстанции
Расчетные параметры сети.	Данные оборудования.	Условия выбора.
1	2	3
Uном = 10. кВ.	Uиз = 10. кВ.	Uном ? Uиз
Fрасч = 237,8. Н.	Fдоп = 2250. Н.	Fрасч ? Fдоп
Результат выбора для РУ 10 кВ: выбираем изолятор типа ИО-10-3,75 У3.
Результат выбора для РУ 110 кВ: С4-950I УХЛ для установки в ОРУ применяются подвесные изоляторы.
Результат выбора для РУ 220 кВ: 2хС4-950I УХЛ для установки в ОРУ применяются подвесные изоляторы.

8. Выбор контрольно-измерительных приборов для основных цепей схемы

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на электроустановках осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов.

Измерениями должны быть охвачены все параметры основного и вспомогательного оборудования, которые определяют режим управляемого объекта.

Структурная схема системы измерения в общем случае включает в себя: первичный измерительный прибор, преобразователи, канал связи и вторичный измерительный прибор.

На электрических подстанциях используются измерительные приборы четырех типов:

1) показывающие аналоговые и цифровые приборы - для визуального наблюдения за параметрами режима;

2) регистрирующие (самопишущие) приборы - для непрерывной графической или цифровой записи параметров в нормальном режиме;

3) интегрирующие приборы (счетчики) - для суммирования показаний во времени;

4) фиксирующие приборы (самопишущие приборы с ускоренной записью, осциллографы, специальные регистраторы событий и др.) для графической записи режимов.

[5]. стр. 47-48. пункт. 8.

В таблице 8.1 приведены приборы, устанавливаемые на проектируемой подстанции.

Таблица 8.1 - Перечень приборов, устанавливаемых на проектируемой подстанции
Цепь.	Место установки.	Перечень приборов.
1	2	3
Трансформатор 220/110/10	ВН	Амперметр.
	СН	Амперметр, варметр, ваттметр счетчики активной и реактивной энергии.
	НН	Амперметр, варметр, ваттметр счетчики активной и реактивной энергии.
Сборные шины 220, 110 кВ.	На каждой секции шин или системе шин.	Вольтметр с переключателем для измерения трех междуфазных напряжений и регистрирующий вольтметр.
Сборные шины 10 кВ.	На каждой секции шин или системе шин.	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трех фазных напряжений.
Секционный выключатель.	Секционный выключатель.	Амперметр.
Отходящие линии 220, 110 кВ.		Амперметр, ваттметр, варметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии на тупиковых потребительских линиях.
Отходящие линии 10 кВ.		Амперметр, расчётные счетчики активной и реактивной энергии принадлежащих потребителю.
Трансформатор собственных нужд	ВН
	НН	Амперметр, расчетный счетчик активной энергии

9. Выбор измерительных трансформаторов

Выбор трансформаторов тока для силового трансформатора АТДЦТН 125000 220/110/10 на стороне напряжения 220 кВ.

Трансформаторы тока предназначены для измерения тока в установках высокого напряжения и изоляции измерительных приборов и устройств релейной защиты от высокого напряжения.

Контроль за работой двухобмоточного трансформатора осуществляется с помощью комплекта приборов, устанавливаемых на стороне низшего напряжения и включающих в себя амперметр, ваттметр и варметр. Вместо ваттметра и варметра практикуют использование одного комбинированного прибора с переключением в цепях напряжения. При необходимости учета энергии, протекающей через трансформатор на нем устанавливают счетчики активной и реактивной энергии. Если возможен реверсивный режим работы трансформатора, то устанавливают ваттметр и варметр с двухсторонней шкалой и два комплекта счетчиков со стопорами. У трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов на сторонах низшего и среднего напряжения устанавливают те же приборы, что и у двухобмоточного трансформатора. Контроль за током осуществляют на всех обмотках. [5]. стр. 49-57. пункт. 8, [12]. стр. 17-23. пункт. 5.

Составим наименование, перечень, и характеристики приборов установленных для силового трансформатора АТДЦТН 125000 220/110/10 на стороне напряжения 220 кВ, результаты сведем в таблицу 9.1.1. Характеристики приборов взяты из [12]. стр. 19. таблица 5.2. Перечень приборов взяты из [ПЗ]. Пункт 8.

Таблица 9.1 - Наименование приборов устанавливаемых для силового трансформатора на стороне 220 кВ
Место установки.	Перечень приборов.	S2, ВА. Фаза - А.
1	2	3
ВН	Амперметр ЦП8506	0,1
	Итого:	0,1

Так как в сетях с глухозаземленной (эффективно заземленной) нейтралью устанавливается трансформатор тока в каждую фазу в данном случае фазы А, В, С и нагрузка по фазам вторичных цепей трансформатора тока примерно одинакова, следовательно расчет ведем для любой из фаз, к примеру для фазы - А. [5]. стр. 55. пункт. 10.