Электроснабжение подстанция 110/10 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Аннотация

Введение

Раздел 1. Подсчет электрических нагрузок электрифицируемого района

1.1 Характеристика электрифицируемого района

1.2 Источники электроснабжения. Напряжение питающих и распределительных сетей

1.3 Определение расчетных электрических нагрузок потребителей. Количества трансформаторных подстанций (ТП) и номинальные мощности трансформаторов в населенных пунктахРаздел 2. Расчет электрических сетей

2.1 Выбор места расположения подстанции

2.2 Выбор количества распределительных линий и их трасс

2.3 Основные технические решения, принятые при проектировании распределительных линии 10 кВ. Расчет линий 10 кВ

2.4 Выбор сечения проводов ВЛ 110 кВ

2.5 Проверочный расчет питающих ВЛ 110 кВ

2.6 Проверка отклонений напряжений у потребителей. Выбор оптимальных ответвлений на трансформаторах

2.7 Выбор средств повышения надежности: количества и мест установки коммутирующих аппаратов в сетях 10 кВ

2.8 Выбор числа и номинальной мощности трансформаторов

Раздел 3. Проектирование электрической части районных трансформаторных подстанций

3.1 Сельские трансформаторные подстанции. Общие сведения

3.2 Расчет токов короткого замыкания в схемах сельского электроснабжения

3.3 Выбор электрических аппаратов и проводников первичных цепей

3.4 Релейная защита подстанции 110/10 кВ

3.5 Защита подстанции от перенапряжений

3.6 Защита подстанции от прямых ударов молнии

3.7 Расчет заземляющего устройства

3.8 Вопросы автоматизации

Раздел 4. Специальный вопрос. Обеспечение надежного электроснабжения

4.1 Последствия от нарушения электроснабжения птицефабрики

4.2 Надежность элементов электрической сети

4.3 Методика расчета надежности

4.4 Учет надежности ТП и сети 0,38 кВ

Раздел 5. Технико-экономические показатели

5.1 Определение капитальных вложений в электроснабжение

5.2 Определение годовых эксплуатационных затрат по проектируемой электрической сети

5.3 Технико-экономическая оценка проектируемой электрической сети

Раздел 6. Охрана труда

6.1 Общие мероприятия по

6.2 Блокировки, обеспечивающие безопасность в электроустановках

6.3 Пожарная безопасность

6.4. Для обеспечения охраны труда и техники безопасности проектом предусмотрено

Раздел 7. Вопросы экологии

Список литературы

Аннотация

Настоящий дипломный проект посвящен вопросам реконструкции электроснабжения Наровчатского района Пензенской области от подстанции 110/10 «Наровчатское».Решается вопрос повышения надежности и качества электрической энергии передаваемой потребителю. Осуществлен расчет нагрузок по району, выбор схем электроснабжения и определены напряжения питающих и распределительных сетей. С учетом надежности выбрана схема электроснабжения и схема коммутации районной трансформаторной подстанции.

По результатам расчетов токов короткого замыкания проведен выбор аппаратуры 110 и10 кВ, так же осуществлен расчет релейной защиты. Рассмотрены вопросы защиты подстанции от перенапряжений и вопросы автоматики.

Специальным вопросом в дипломном проекте является расчет надежности электроснабжения птицефабрики «Суворовская» Пензенской области.

Так же рассмотрены вопросы охраны труда, экологии, произведены технико-экономические расчеты проектируемой электрической сети.

Введение

Электрификация, т. е. производство, распределение и применение электроэнергии, - основа устойчивого функционирования и развития всех отраслей промышленности и сельского хозяйства страны и комфортного быта населения.

Общеизвестно, что надежное, высококачественное и дешевое электроснабжение - основа для электрификации любой отрасли народного хозяйства, в том числе и для сельского хозяйства.

Воздушными линиями охвачены почти все сельские населенные пункты. Электроснабжение производственных предприятий и населенных пунктов в сельской местности имеет свои особенности по сравнению с электроснабжением промышленности и городов. Главная из них - это необходимость подводить электроэнергию к огромному числу сравнительно маломощных объектов, рассредоточенных по большой территории.

В связи с ростом электрификации сельскохозяйственного производства, особенно с созданием в сельском хозяйстве животноводческих комплексов промышленного типа, птицефабрик, тепличных комбинатов и др., линии электропередач построенные довольно давно не справляются с нагрузкой передаваемой по ним, выходя из строя. В свою очередь всякое отключение - плановое (для ревизии и ремонта) и особенно неожиданное аварийное - наносит огромный ущерб потребителю и самой энергетической системе.

Во многих районах нашей страны осталось довольно большое количество трансформаторных подстанций и линий электропередачи, построенных в 60-70-е годы прошлого столетия, которые требуют реконструкции. На пример Наровчатский район Пензенской области.

За последние 35 лет потребление электроэнергии в этом районе увеличилось, связанно это с увеличением объемов производства сельскохозяйственной продукции, с тем, что практически в каждом доме появилось электрооборудование, потребляющее довольно много электроэнергии. Так же в районе была построена птицефабрика, которая является потребителем 1 категории.

Старая районная трансформаторная подстанция 2х2500 уже не удовлетворяла по нагрузочной способности, а линии электропередачи по пропускной способности что в свою очередь приводило к увеличению аварийных отключений.

Поэтому было принято решение о замене на РТП трансформаторов на большую мощность и на некоторых линиях увеличить сечение проводов с целью уменьшения потерь электроэнергии. Так же к проектированию было принято строительство двух параллельных линий, которые должны обеспечить бесперебойное питание для птицефабрики.

Раздел 1. Подсчет электрических нагрузок электрифицируемого района

1.1 Характеристика электрифицируемого района

Наровчатский район располагается в северо-западной части Пензенской области, в нем насчитывается 83 населенных пункта (трансформаторных подстанций).

Рельеф местности слабовсхолмленный, естественные преграды в виде крупных рек и озер отсутствуют.

Район климатических условий Пензенской области (РКУ) по ветру - II, по гололеду - III. В данной местности количество грозовых часов находится в пределе 40 - 60 часов в год. Средняя многолетняя температура составляет: минимальная (январь) от -10 до 0 0С, максимальная (июль) от 22 до 24 0С.

Район относится к числу сельскохозяйственных районов, здесь хорошо развито мясное животноводство, представленное в рассматриваемой зоне небольшими фермами крупного рогатого скота и птицеводство.

1.2 Источники электроснабжения. Напряжение питающих и распределительных сетей

Потребители Наровчатского района получают питание от районной двух трансформаторной подстанции РТП 110/10 кВ «Наровчатское», которая присоединена к энергосистеме на ответвлениях. РТП 110/10 получает двух стороннее питание от узловых подстанций Н-Ломов и Ковылкино. Мощность каждого трансформатора 110/10 кВ Sн=6300 кВА. РТП «Наровчатсоке» удалена от энергосистемы на 15 км.

Рис 1. Принципиальная электрическая схема питающей сети 110 кВ.

Раздел 2. Расчет электрических сетей

2.1 Выбор места расположения подстанции 110/10 кВ

РТП 110/10 кВ «Наровчатское» находится в центре электрических нагрузок, рядом с г.Наровчат РЭС. Данная местность незатопляема паводковыми водами. По данным инженерно - геологических изысканий основанием фундаментов является супесь твердая. Строительные конструкции РТП приняты из унифицированных железобетонных элементов. Подъездная автомобильная дорога к РТП с шириной проезжей части 4,5 м покрыта асфальтобетоном. Для нужд эксплуатации и размещения аппаратуры связи и телесигнализации при РТП предусмотрено ОПУ. Территория РТП ограждена железобетонным забором.

2.2 Выбор количества распределительных линий и их трасс

От РТП 110/10 кВ отходит пять воздушных линий 10 кВ, но в связи со строительством в районе птицефабрики планируется ввести в эксплуатацию еще две ВЛ 10 кВ. Трассы ВЛ 10 кВ построены по радиальному принципу, суммарная длина распределительных линий составляет 132 км, в среднем приходится по 18-20 км на одну ВЛ с учетом всех ответвлений. Длина воздушных линий подходящих к птицефабрике равна 1,5 км. Линии были построены с учетом близости проезжих дорог, избегая прокладки по лесным массивам и болотистым местам.

2.3 Основные технические решения, принятые при проектировании распределительных линий 10 кВ. Расчет линий 10 кВ

Для обеспечения нормативного уровня надежности электроснабжения, схемы электрических сетей должны строятся таким образом, чтобы шины (секции шин РТП) U=10 кВ подстанции 110/10 кВ, от которых осуществляется питание потребителей, резервировали друг друга.

Схема сети 10 кВ строится по магистральному принципу. К магистралям линий 10 кВ, по которым осуществляется взаимное резервирование линий, присоединяются опорные трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ (ОТП). Они представляют собой ТП 10/0,4 кВ с развитым распределительным устройством (РУ), предназначенным для присоединения радиальных линий 10 кВ, автоматического секционирования и резервирования магистрали, устройств автоматики и телемеханики и (или) распределительные пункты 10 кВ (РП).

Линии 10 кВ, как правило, обеспечиваются резервным питанием только от одного источника питания. Следует иметь в виду, что техническими ограничениями при расчете ВЛ 10 кВ являются требования надежности электроснабжения и качества электрической энергии по напряжению, в соответствии с которыми провода на линиях 10 кВ должны быть сталеалюминевыми АС, причем сечение провода на магистрали - не менее 70 мм2, а на отпайках - не менее 35 мм2, а кроме того, отклонение напряжения у потребителей не должны превышать .

Предварительно, до выбора сечений проводов, составим таблицу, в которую занесем названия населенных пунктов с их вечерней и дневной максимальными нагрузками и количество и мощности ТП 10/0,4 кВ, распределенные по отходящим от РТП ВЛ 10 кВ.

Таблица №2. Распределение населенных пунктов по ВЛ 10 кВ.

№ №	Населенные пункты	SД кВА	SВ кВА	Количество и номинальная мощность ТП, SНОМ кВА
	ВЛ №1
1.	Коркино	100	120	1х100
2.	Пчельня I	60	130	1х100
3.	Пчельня II	110	140	1х160
4.	Жестовое	60	130	1х100
5.	Калиновка	110	80	1х100
6.	Павловка	30	60	1х63
7.	р. Площадский	105	150	1х160
8.	Скрипово	40	95	1х100
9.	Заподово	105	150	1х160
10.	Немцово	110	140	1х160
11.	Исаково	60	130	1х100
	ВЛ №2
12.	Исаково	60	130	1х100
13.	Артаково	110	140	1х160
14.	Шумово	60	130	1х100
15.	Кр. Заря	40	95	1х100
16.	Какуринка	100	120	1х100
17.	Маловель	60	130	1х100
18.	Рассыльная	30	60	1х63
19.	Краснополье	100	120	1х100
20.	Мал. Сонино	60	130	1х100
21.	Бол. Сонино	40	95	1х100
22.	Покровское	105	150	1х160
23.	Пяниково	30	60	1х63
24.	Бол. Касимово	40	95	1х100
25.	Мал. Касимово	105	150	1х160
	ВЛ №3
26.	Верх. Касимово	100	120	1х100
27.	Никулино	110	140	1х160
28.	Маринино	60	130	1х100
29.	Сомово (ж/зона)	110	140	1х160
30.	КРС на 400 гол.	140	210	2х100
31.	Сомово (мастер.)	110	140	1х160
32.	ц. у-ба. Одоевский	40	95	1х100
33.	Коровино	60	130	1х100
34.	Николо-Жупань	30	60	1х63
35.	Брусна	140	210	1х63
36.	Петровское	40	95	1х100
37.	Петровское	30	60	1х63
38.	Петровское	100	120	1х100
	ВЛ №4
39.	Филатово	30	60	1х63
40.	Крупец	60	130	1х100
41.	Болотское	110	140	1х160
42.	Кошкино	30	60	1х63
43.	Сидорово	60	130	1х100
44.	ц. у-ба. Апухтино	100	120	1х100
45.	Красное	140	210	1х160
46.	Красное	40	95	1х100
47.	Нестерово	110	140	1х160
48.	Дракино	100	120	1х100
49.	Северо-Одоевское лесничество	100	120	1х100
50.	Апухтино	110	140	1х160
	ВЛ №5
51.	Апухтино	100	130	1х160
52.	Апухтино	110	140	1х160
53.	Комбикормовый завод	60	120	1х100
54.	КРС на 3000 гол.	70	90	1х100
55.	Новоархангельское	20	40	1х40
56.	п. Одоев	30	60	1х63
57.	Ниж. Пасад	110	140	1х160
58.	Анастасово	105	170	1х160
59.	Нов. Городок	150	130	1х160
60.	КРС на 400 гол.	30	70	1х63
61.	Татьево	90	130	1х100
62.	Филимоново	70	100	1х100
	ВЛ №6 и №7
63.	Птицефабрика	2000	738	2х1000

Существует много способов выбора сечений проводов на ВЛ 10 кВ: по минимуму расхода металла, по допустимой потери напряжения, по экономическим интервалам, по экономической плотности тока, магистральным способом.

Учитывая что в магистральном способе изначально заложены требования надежности электроснабжения и в соответствии с которым на магистрали ВЛ 10 кВ принимаются провода АС 70, а отпайках - АС 35 целесообразно выбирать сечения проводов на ВЛ 10 кВ этим способом. После определения сечений провода проверяют по допустимой потери напряжения, причем потеря напряжения в проектируемой линии должна быть меньше или равна допустимой потери напряжения . Это означает, что отклонения напряжения у потребителей V, питающихся по этой линии входят в пределы, установленные ГОСТ 13109-87 .

Потери напряжения в % на участках линии рассчитывают по формуле:

где S - полная мощность на участке линии, кВА;

l - длина участка, км;

R0 - удельное активное сопротивление 1 км ВЛ 10 кВ, Ом/км: определяется сечением провода, берется П. 6-55 [9];

Х0 - удельное активное сопротивление 1 км ВЛ 10 кВ, Ом/км, П. 15 [5];

UH - номинальное напряжение ВЛ.

Максимальные потери напряжения в ВЛ 10 кВ рассчитываются путем суммирования потери напряжения на участках от шин подстанции до самой удаленной ТП 10/0,4 кВ.

Для выбора сечений проводов в ВЛ 10 кВ по эквивалентному току магистрали токи участков магистрали рассчитываются:. Эквивалентный ток магистрали и сечение определяется по формулам:

, .

Экономическая плотность тока для ВЛ 10 кВ принимаем равной [8].

Расчет схем ВЛ 10 кВ ведется по большему значению из дневного и вечернего максимумов нагрузки, они даны в кВА, принимается одинаковым для всех нагрузок, указываются длины участков - в км, среднее геометрическое расстояние между проводами в ВЛ 10 кВ принимается - Дср=1250 мм. Допустимая потеря напряжения в ВЛ 10 кВ берется из таблицы отклонения напряжения и равна .

Расчет максимальных нагрузок на участках линии проводится по добавкам мощностей, которые приведены в П. 12 [7].

Подробный расчет проведем для ВЛ №1, для остальных линий расчет проводится аналогично и все данные сводятся в таблицы.

Расчет ВЛ № 1.

Рис. 2. Расчетная схема ВЛ 10 кВ.

; ;

; ;

;

;

; ;

; ;

;

; ;

;

; ;

;

.

Выбираем провод АС 95 на магистрали и АС 35 на отпайках.

Таблица №3. Выбор сечений проводов и расчет потерь напряжения в ВЛ 10 кВ.

№-№	Длина участка, км	Smax (расч), кВА	марка и сечение	Потеря напряжения , %
					на участке	от ТП
0-1	2,5	972	АС 95	0,434	1,085	1,085
1-2	0,7	220	АС 35	0,187	0,131	1,216
2-№1	1,0	120	АС 95	0,102	0,102	1,318
2-№2	0,5	130	АС 35	0,111	0,055	1,373
1-3	3,0	802,5	АС 95	0,358	1,074	2,447
3-4	0,8	238	АС 35	0,203	0,162	2,609
4-№3	0,5	140	АС 35	0,119	0,059	2,668
4-№4	0,7	130	АС 35	0,111	0,078	2,746
3-5	2,1	616,5	АС 95	0,275	0,578	3,324
5-№5	0,8	80	АС 35	0,068	0,054	3,378
5-6	1,8	557	АС 95	0,248	0,446	3,824
6-7	1,0	264	АС 35	0,225	0,225	4,049

Расчет ВЛ № 2.

Рис. 3. Расчетная схема ВЛ 10 кВ.

Таблица №4. Выбор сечений проводов и расчет потерь напряжения в ВЛ 10 кВ.

№-№	Длина участка, км	Smax (расч), кВА	марка и сечение	Потеря напряжения , %
				На 1 км	на участке	от ТП
0-1	2,5	937	70	0,507	1,257	1,257
1-№12	1,3	130	35	0,111	0,144	1,401
1-2	1	308	35	0,262	0,262	1,663
2-№13	0,7	140	35	0,119	0,083	1,746
2-№14	0,8	130	35	0,111	0,089	1,835
2-№15	0,7	95	35	0,081	0,057	1,892
1-3	2,1	598	70	0,321	0,674	2,566
3-4	1,2	264	35	0,225	0,27	2,836
4-№16	0,9	120	35	0,102	0,092	2,928
4-5	0,7	174	35	0,148	0,104	3,032
5-№17	1,1	130	35	0,111	0,123	3,155
5-№18	0,7	60	35	0,051	0,036	3,191
3-6	3,0	390	70	0,209	0,628	3,819
6-8	1,5	220	35	0,187	0,281	4,1
8-№19	0,8	120	35	0,102	0,082	4,182
8-№20	1,1	130	35	0,111	0,122	4,304
6-7	1,1	220	35	0,187	0,206	4,51
7-№21	0,7	95	35	0,081	0,057	4,567
7-№22	0,8	150	35	0,128	0,102	4,669
6-9	3,1	264	70	0,142	0,439	5,108
9-№23	2,2	60	35	0,051	0,112	5,22
9-№24	2,4	150	70	0,081	0,193	5,413
9-№25	1,0	95	35	0,081	0,081	5,494

;

.

Выбираем провод АС 95 на магистрали и АС 35 на отпайках.

Рис. 4. Расчетная схема ВЛ 10 кВ.

Таблица №5. Выбор сечений проводов и расчет потерь напряжения в ВЛ 10 кВ.

№-№	Длина участка, км	Smax (расч), кВА	марка и сечение	Потеря напряжения , %
				На 1 км	на участке	от ТП
0-1	2,1	1196	95	0,533	1,121	1,12
1-2	1,1	230	35	0,196	0,215	1,336
2-№26	0,8	120	35	0,102	0,082	1,417
2-№27	1,2	140	35	0,119	0,143	1,56
1-3	1,0	1018	95	0,454	0,454	2,014
3-4	1,0	238	35	0,203	0,203	2,217
4-№28	1,1	130	35	0,111	0,122	2,339
4-№29	0,9	140	35	0,119	0,107	2,446
3-5	1,5	833	95	0,375	0,557	3,003
5-6	1,2	372	35	0,317	0,38	3,383
6-7	0,8	210	35	0,179	0,143	3,526
6-№30	0,7	210	35	0,179	0,125	3,652
7-№31	0,7	140	35	0,119	0,083	3,735
7-№32	0,8	95	35	0,081	0,064	3,8
5-8	2,1	542	95	0,242	0,508	4,307
8-9	0,9	174	35	0,148	0,133	4,441
9-№33	0,8	130	35	0,111	0,089	4,529
9-№34	1,1	60	35	0,051	0,056	4,585
8-10	2,4	407	95	0,182	0,436	5,081
10-11	1,2	164	35	0,14	0,168	5,188
11-№35	1,3	60	35	0,051	0,066	5,255
11-№36	0,7	120	35	0,102	0,072	5,326
10-№37	2,1	210	35	0,179	0,376	5,702
10-№38	3,0	95	95	0,042	0,127	5,829

;

.Выбираем провод АС 95 на магистрали и АС 35 на отпайках.

Расчет ВЛ № 4.

Рис. 5. Расчетная схема ВЛ 10 кВ.

Таблица №6. Выбор сечений проводов и расчет потерь напряжения в ВЛ 10 кВ.

№-№	Длина участка, км	Smax (расч), кВА	марка и сечение	Потеря напряжения , %
				На 1 км	на участке	от ТП
0-1	1,8	1087	АС 95	0,485	0,873	0,873
1-2	1,1	174	АС 35	0,148	0,163	1,036
2-№39	0,8	60	АС 35	0,051	0,041	1,077
2-№40	0,9	130	АС 35	0,111	0,1	1,177
1-3	1,5	953	АС 95	0,425	0,638	1,815
3-№41	0,7	140	АС 35	0,119	0,083	1,898
3-4	1,1	847	АС 95	0,378	0,416	2,314
4-5	0,7	174	АС 35	0,148	0,104	2,418
5-№42	0,9	60	АС 35	0,051	0,046	2,464
5-№43	0,7	130	АС 35	0,111	0,078	2,542
4-6	2,1	713	АС 95	0,318	0,668	3,21
6-7	1,2	300	АС 35	0,255	0,307	3,517
7-№44	0,9	120	АС 35	0,102	0,092	3,609
7-№45	0,7	210	АС 35	0,179	0,125	3,734
6-8	3,5	478	АС 95	0,213	0,746	4,48
8-9	1,2	300	АС 35	0,255	0,307	4,787
9-№46	1,0	95	АС 35	0,081	0,081	4,868
9-10	1,1	230	АС 35	0,196	0,215	5,083
10-№47	0,8	140	АС 35	0,119	0,095	5,178
10-№48	0,9	120	АС 35	0,102	0,092	5,27
8-11	2,8	230	АС 95	0,106	0,296	5,566
11-№49	1,3	120	АС 35	0,102	0,133	5,699
11-№50	2,7	140	АС 95	0,062	0,168	5,867

;

.Выбираем провод АС 95 на магистрали и АС 35 на отпайках.

Расчет ВЛ № 5.

Рис. 6. Расчетная схема ВЛ 10 кВ.

Таблица №7. Выбор сечений проводов и расчет потерь напряжения в ВЛ 10 кВ.

№-№	Длина участка, км	Smax (расч), кВА	марка и сечение	Потеря напряжения , %
				На 1 км	на участке	от ТП
0-1	1	985	95	0,439	0,439	0,439
1-№51	1,2	130	35	0,111	0,133	0,572
1-2	1,5	887	95	0,396	0,594	1,166
2-3	1,3	230	35	0,196	0,255	1,421
3-№52	0,9	140	35	0,119	0,107	1,528
3-№53	1,1	120	35	0,102	0,112	1,64
2-4	2,0	709	95	0,316	0,732	2,372
4-5	0,8	118,4	35	0,101	0,081	2,453
5-№54	0,7	90	35	0,077	0,054	2,507
5-№55	0,7	40	35	0,034	0,024	2,531
4-6	1,1	620	95	0,277	0,305	2,836
6-№56	0,9	60	35	0,051	0,046	2,882
6-7	2,1	576	95	0,257	0,54	3,422
7-8	1,0	374	35	0,318	0,318	3,74
8-№57	1,1	140	35	0,119	0,131	3,871
8-9	1,0	268	35	0,228	0,228	4,099
9-№58	0,9	170	35	0,145	0,13	4,229
9-№59	0,7	130	35	0,111	0,076	4,305
7-10	2,7	256,5	95	0,114	0,308	4,613
10-11	1,3	182	35	0,155	0,202	4,815
11-№60	1,0	70	35	0,06	0,06	4,875
11-№61	0,9	130	35	0,111	0,1	4,975
10-№62	2,2	100	95	0,045	0,1	5,075

;

Выбираем провод АС 95 на магистрали и АС 35 на отпайках.

В результате расчета ВЛ 10 кВ получены следующие значения расчетных максимальных мощностей: SВЛ 1=972кВА, SВЛ 2=937кВА, SВЛ 3=1196 кВА,SВЛ 4=1087 кВА, SВЛ 5=985кВА.

Кроме сельскохозяйственной нагрузки от подстанции питаются промышленные потребители, суммарной мощностью 2400 кВА.

Суммарная мощность РТП равна:

2.4 Выбор сечения проводов ВЛ 110 кВ

Сечение проводов в питающих линиях напряжением 110 кВ выбирают по экономической плотности тока с дальнейшей корректировкой по условиям механической прочности: для 110 кВ минимальное сечение провода равно АС 95, так же линии 110 кВ должны проверяться по условиям «короны», которое регламентирует провод АС сечением не менее 70.

Экономическая плотность тока для ВЛ 110 кВ принимаем равной jэк=1,1 А/мм2 [8]. Длина линии 110 кВ, необходимая для присоединения проектируемой подстанции равна 15 км каждая. Суммарная передаваемая по ним мощность составляет 6900 кВА. На каждую линию 110 кВ в нормальном режиме приходится примерно половина всей мощности, то есть 3450 кВА.

Сечение провода в ВЛ 110 кВ рассчитывается по формуле , где . Принимаем провод АС 95. Потери напряжения в ВЛ 110 кВ, присоединяющие проектируемую подстанцию к системообразующим линиям электропередачи 110 кВ определяется по известной формуле:

;

где R0, X0 - удельное сопротивление проводов, для АС 95 равные R0=0,31 Ом/км, X0=0,433 Ом/км; ,

,

.

2.5 Проверочный расчет питающих ВЛ 110 кВ

Проверочный расчет питающих ВЛ 110 кВ состоит в определении точки токораздела в замкнутой сети в нормальном режиме, а также потери напряжения в нормальном и аварийном режимах.

Рис №9. Схема питающей сети.

Мощность от узловой подстанции Фетисово (А) на участке А-1 определяется в предположении, что замкнутая сеть выполнена одинаковым сечением провода, нагрузки S1, S2, S3, S4 имеют одинаковый , а напряжение на узловых подстанциях Фетисово и Хилово (В) равны UA=UB по величине и по фазе.

Мощность на остальных участках линии определяется по первому закону Кирхгофа (сумма токов в узле равна нулю).

;

;

;

;

Точка 2 является точкой токораздела.

Токи на участках ВЛ 110 кВ:

; ;

; ;

.

Сечение проводов на участках ВЛ 110 кВ:

=> AC 95; => AC 95;

=> AC 95; => AC 95;

=> AC 95.

Потери напряжения от источника до точки присоединения проектируемой подстанции (точка токораздела совпадает с точкой подключения проектируемой подстанции):

Потери напряжения от источника А до проектируемой подстанции в нормальном режиме:

,

в процентах: .

Потери напряжения от источника В до подстанции в нормальном режиме равняется потери напряжения от источника А до подстанции:

Потери напряжения от источника В до проектируемой подстанции в нормальном режиме:

,

в процентах: .

Определяем потери напряжения в сети 110 кВ в аварийном режиме при обрыве провода на самом загруженном участке, то есть на участке В - 4.

Рис №10. Схема питающей сети аварийного режима.

При расчете нормального режима принимался одинаковый (средневзвешенный) для всех нагрузок.

Распределение мощностей по участкам линии в аварийном режиме рассчитано с учетом фактических нагрузок, мощность представлена в комплексном виде:

.

Потери напряжения до проектируемой подстанции в аварийном режиме:

.

Потери напряжения в трансформаторе РТП:

.

В нормальном режиме максимальная нагрузка на один трансформатор равна

;

где RT, XT - активное и реактивное сопротивления трансформатора, равные:

2.6 Проверка отклонений напряжения у потребителей. Выбор оптимальных ответвлений на трансформаторах (РПН и ПБВ)

Одной из задач системы электроснабжения является обеспечение качества электроэнергии у потребителей. Показатели качества электроэнергии регламентируются ГОСТом 13109-87. В системах электроснабжения сельских районов можно влиять на напряжение у потребителей, отклонения которого от номинального допускается в нормальном режиме и - в аварийном. Составляя баланс потери и надбавок напряжения с учетом всех элементов схемы, начиная от источника до потребителей и выбирая оптимальные надбавки напряжения на трансформаторах, определяем значение допустимых потерь напряжения в линиях 10 и 0,38 кВ.

Таблица №10. Отклонение напряжения у потребителей и допустимые потери напряжения в ВЛ 10 и 0,38 кВ.

Элементы схемы	Нормальный режим	Аварийный режим
	Удаленная ТП	Ближайшая ТП	Удаленная ТП
	100%	25%	100%	25%	100%
	удал. потр	ближ. потр	удал. потр	ближ. потр	удал. потр	ближ. потр	удал. потр	ближ. потр	удал. потр
Шины 110 кВ	+5	+5	0	0	+5	+5	0	+5	+5
ВЛ 110 кВ	-1,3	-1,3	-0,33	-0,33	-1,3	-1,36	-0,33	-1,3	-1,3
РТП 110/10 кВ - потери	-3,13	-3,13	-0,78	-0,78	-3,13	-3,13	-0,78	-6,26	-6,26
- надбавка	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5
Шины 10 кВ	+3,07	+3,07	+1,39	+1,39	+3,07	+3,07	+1,39	-0,06	-0,06
ВЛ 10 кВ	-5,87	-5,87	-1,46	-1,46	0	0	0	-5,87	-5,87
ТП 10/0,4 кВ - потери	-1,2	-1,2	-0,3	-0,3	-4	-4	-1	-0,3	-1,2
- надбавка	+5	+5	+5	+5	+5	+5	+5	+5	+5
ВЛ 0,38 кВ	-5	0	-1,25	0	-5	0	-1,25	0	-1,25
Потребитель	-4,0	+1	+3,38	+4,63	-0,93	4,07	4,14	-1,23	-3,38

2.7 Выбор средств повышения надежности: количества и мест установки коммутирующих аппаратов в сетях 10 кВ

Сельскохозяйственные потребители и их электроприемники в отношении требований к надежности электроснабжения разделяются на три категории. Электроприемники и потребители I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания и перерыв в электроснабжении может быть допущен лишь на время автоматического включения резервного питания.

В зоне централизованного электроснабжения вторым источником питания должна служить подстанция 35-110/10 кВ или другая секция шин 10 кВ той же двухтрансформаторной подстанции с двусторонним питанием по сети 35-110 кВ, от которой осуществляется основное питание. Для удаленных потребителей при технико-экономическом обосновании вторым источником питания может быть автономный источник резервного электропитания (дизельная электростанция).

В соответствии с РУМ [10] для электроприемников II категории, не допускающих перерывов в электроснабжении длительностью более 0,5 часа, установлены следующие нормативные показатели надежности:

- допустимая частота отказов в электроснабжении для специально выделенной группы электроприемников, не допускающих перерыва электроснабжения ф не более 0,5 часа

.

Для остальных электроприемников и потребителей II категории устанавливаются два нормативных показателя надежности (для каждого электроприемника и потребителя):

- допустимая частота отказов в электроснабжении с длительностью перерыва не более 4-х часов

,

- допустимая частота отказов в электроснабжении с длительностью перерыва более 4-х, но не более 10 часов, равная:

для потребителей с расчетной нагрузкой 120 кВт и более;

для потребителей с расчетной нагрузкой менее 120 кВт.

Для электроприемников и потребителей III категории установлен следующий нормативный показатель надежности:

- допустимая частота отказов в электроснабжении с длительностью перерыва не более 24 часов:

.

Для упрощения технологичности проектирования непосредственный расчет показателей надежности мы не проводим. Выбор средств повышения надежности осуществляется в соответствии с рекомендациями, приведенными в РУМ [10].

При выборе количества и мест установки автоматических коммутационных аппаратов в первую очередь рассматриваем мероприятия по обеспечению надежным электроснабжением потребителей I категории. Местное резервирование их целесообразно при условии , где - длина резервной линии 10 кВ, которую необходимо соорудить для местного резервирования; - длина магистрального участка линии 10 кВ, которую необходимо соорудить для осуществления схемы питания опорной трансформаторной подстанции (ОТП).

При условии следует принять схему с ОТП и пунктом сетевого АВР на линии 10 кВ.

Выбор количества и мест установки автоматических коммутационных аппаратов, обеспечивающих нормативы надежности электроснабжения потребителей II и III категории, осуществляем в зависимости от схемы подстанции 110/10 кВ (двухтрансформаторная подстанция с двухсторонним питанием), суммарной длины l? и расчетной нагрузки Р? линии 10 кВ, наличия на линии 10 кВ потребителя I категории. При этом максимальная длина участка линии (включая ответвления), к которому присоединены эти потребители, ограниченная автоматическим коммутационным аппаратом, во всех случаях не должна превышать 12 км.

Число секционирующих выключателей и пунктов АВР выбираем по номограммам, приведенным в [10].

Кроме того на магистрали ВЛ 10 кВ через 3,5 км (включая ответвления) устанавливают линейные разъединители и на отпайке при ее длине более 2,5 км

Возле каждого разъединителя следует устанавливать указатели короткого замыкания (УКЗ). Каждая линия должна быть оснащена устройством АПВ на головном и секционирующем выключателях, устройством дистанционного измерения расстояния до места короткого замыкания, а также телесигнализацией (ТС) положения головного выключателя линии 10 кВ, секционирующего выключателя и выключателей пунктов АВР, наличия замыкания на землю.

На примере ВЛ 10 кВ изображенной на рис №5 выбираем следующие средства повышения надежности: Р?=1157,85 кВт (S?=1286.5 кВА), l?=18 км; один СВ установленный на участке 4-7 (ближе к узлу 7), одно АВР, 3 линейных разъединителя, 4 УКЗ.

Данные по выбору средств повышения надежности для остальных ВЛ 10 кВ сведены в таблице №11.

Таблица №11. Выбор средств повышения надежности для ВЛ 10 кВ.

№ ВЛ	S?, кВА	l?, км	Потребители	СВ	АВР	ЛР	УКЗ
			I категории	II категории
1	972	24,7	-	-	2	2	3	3
2	937	31,4	-	+	1	2	6	6
3	1196	30,5	-	-	2	2	5	5
4	1087	30,6	-	+	1	1	3	3
5	985	31,2	-	+	1	1	4	4

Графически это представлено на листе №1.

2.8 Выбор числа и номинальной мощности трансформаторов

На РТП 110/10 «Наровчатское» сельскохозяйственного назначения устанавливаем два трансформатора мощностью каждый 6300 кВ (расчетная нагрузка 6900 кВА). Количество отходящих линий 8.

При выходе из строя одного трансформатора, перегрузка Кп второго составляет:

.

Таблица №12. Технические данные трансформатора ТМН-6300/110

Тип трансформа-тора	Sн, МВА	Uн, кВ	Потери, кВт	Uк.з., %	Iх.х., %	Габариты, м
		ВН	НН	Рх.х.	Рк.з.			длина	ширина	высота
ТМН-6300/110	6,3	115	11	10	50	10,5	0,9	5,8	4,2	5,0

Раздел 3. Проектирование электрической части районных трансформаторных подстанций

3.1 Сельские трансформаторные подстанции. Общие сведения

Электроснабжение сельскохозяйственных районов обеспечивается от районных трансформаторных подстанций (РТП), понижающих напряжение сети с 220…35 кВ, при котором передается электрическая энергия от основного централизованного источника электроснабжения (электрической системы), до напряжения 35…20…10…6 кВ (в основном 10 кВ). В электрифицируемом районе электрическая энергия непосредственно распределяется между потребителями через потребительские подстанции 35…10/0,4 кВ.

Трансформаторные подстанции состоят из силового трансформатора и распределительных устройств (РУ). Последние служат для приема и распределения электрической энергии и содержат коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины, устройства защиты, автоматики, измерительные приборы и т. п. Для электроснабжения сельского хозяйства широко применяются комплектные трансформаторные подстанции (КТП) и комплектные распределительные устройства 10 кВ для наружной установки (КРУН - 10). КТП состоят из узлов заводского изготовления в собранном виде, а КРУН - из полностью закрытых шкафов, со встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики.

Местоположение подстанции в сети, тип ее, количество и мощность трансформаторов, главная схема электрических соединений определяется комплексно с учетом развития системы и схемы электроснабжения района, требованиям надежности электроснабжения и качества электрической энергии.

По способу присоединения к питающей сети подстанции подразделяются на тупиковые (подключаются в конце питающей ЛЭП), промежуточные (присоединены на ответвлении или в рассечку ЛЭП) и узловые.

Главная схема электрических соединений подстанции, то есть принципиальная схема соединений первичных цепей основного оборудования подстанции (сборные шин, разъединителей, выключателей, трансформаторов тока и т. п.) должна обеспечивать требуемую надежность электроснабжения потребителей, быть удобной в эксплуатации и безопасной в обслуживании.

В данном проекте подстанция является промежуточной на ответвлении от ЛЭП (ответвительная подстанция), поэтому целесообразно выбрать мостиковую схему соединения, которая позволяет питать подстанцию по транзитным линиям или линиям с двусторонним питанием, а так же при осуществлении секционирования питающей линии.

Принципиальная схема выполнения подстанции 110/10 кВ по мостиковой схеме приведена на рис. №11

Рис. №11. Главная схема соединения РУ на напряжение 110 кВ.

Поскольку в сетях 110 кВ транзит мощности наиболее вероятен, то подстанция 110 кВ по схеме мостика выполняется с ремонтной перемычкой из разъединителей со стороны линии, которая позволяет присоединить оба трансформатора к одной линии при ремонте второй.

На подстанциях 110/10 кВ применяются выключатели со стороны высшего напряжения (ВН), так как они допускают отключение и включение нагруженного трансформатора, а так же его отключение при повреждениях без дополнительного срабатывания головного выключателя питающей линии.

Для комплектных трансформаторных подстанций ОРУ комплектуется готовыми к монтажу блоками аппаратуры с соответствующими металлоконструкциями и блокировками. Используем серию КТП 110/10. Блоки выполняют уже со смонтированными и отрегулированными аппаратами, элементами монтажных схем вторичных соединений. Блоки унифицированы и позволяют комплектовать подстанцию по типовым схемам ОРУ.

На стороне низкого напряжения (НН) двухтрансформаторных подстанций применяются двухсекционная система шин. Каждый трансформатор работает на свою секцию. В качестве РУ - 10 кВ используют КРУН серии К - 47 с выкатными (выдвижными) элементами. К основному оборудованию, которое встраивается в КРУН, относится: выключатели, разрядники, трансформаторы напряжения и тока, трансформаторы собственных нужд.

3.2 Расчет токов к.з. в схемах сельского электроснабжения

3.2.1 Общие положения

Схемы сельского электроснабжения содержат питающие линии электропередач 110 кВ, подключенные к мощным электрическим системам, районные трансформаторные подстанции 110/10 кВ, распределительные сети 10 кВ, потребительские подстанции ТП 10/0,4 кВ.

При коротких замыканиях в таких схемах амплитуда периодической составляющей тока к.з. во времени изменяется и определяется из условия постоянства ЭДС на шинах системы и равной среднему номинальному напряжению.

Расчеты токов к.з. выполняют в объеме, необходимом для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей, для выбора уставок и оценки возможного действия релейной защиты и автоматики, для выбора устройств защиты от перенапряжений и заземляющих устройств. При этом устанавливают расчетные схемы, точки и вид к.з. с целью определения максимальных и минимальных токов к.з. (максимальный и минимальный режимы).

В расчетные схемы включаются те элементы, через которые точка к.з. связана с питающей системой. При этом для определения максимальных и минимальных значений токов к.з. следует учитывать соответствующие схемы длительных эксплуатационных режимов, в том числе ремонтных и послеаварийных, питающей сети и проектируемой подстанции.

Расчетными точками к.з. для подстанции 110/10 кВ являются: шины высшего напряжения (К1), шины 10 кВ (К2), а так же наиболее удаленная точка сети 10 кВ (К3, К4) и в месте установки секционного выключателя (К5),. При этом расчетным видом короткого замыкания является трехфазное к.з.

Расчет токов к.з. в точке (К1) проводится для выбора аппаратуры на стороне высшего напряжения (максимальный режим), в точке (К2) - для выбора аппаратуры на стороне 10 кВ подстанции, выбора уставок и проверки чувствительности релейных защит, установленных на стороне высшего напряжения (максимальный и минимальный режим), в точках (К3, К4) - для проверки защит отходящих линий 10 кВ (минимальный режим) и в точке (К5) для выбора аппаратуры секционирующего пункта.

3.2.2 Составление схемы замещения

Эквивалентные схемы замещения для каждой расчетной точки к.з. составляем отдельно для максимального и минимального режима. Расчет токов к.з. ведем в относительных единицах принимая, для облегчения расчетов, за базисную мощность величину Sб=100 МВА, а за базисное напряжение на каждой ступени среднее номинальное напряжение, в соответствии со шкалой напряжений указанных [1]. Тогда для схемы рис. №12

;

.

В схемах замещения элементы расчетной схемы представляются индуктивными х и активными r сопротивлениями, а источник питания - система, кроме того, и ЭДС, равной Ес=1,0.

Рис. №12. Расчетная схема электроснабжения (а) и схема замещения для расчета токов к.з. (б).

(а)

(б)

3.2.3 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов к.з. проводим на примере ВЛ №2, для остальных линий расчет проводится аналогично.

Определяем сопротивления элементов схемы.

Удельные сопротивления проводов линий электропередач принимаем равными:

АС 95/16 - rуд=0,30 Ом/км, худ=0,4 Ом/км;

АС 70/11 - rуд=0,42 Ом/км, худ=0,34 Ом/км;

АС 35/6,2 - rуд=0,77 Ом/км, худ=0,37 Ом/км.

Для простоты записи в обозначениях не указываем индексы (*б)

Тогда:

Определение токов к.з. на шинах 110 кВ (точка К1).

Максимальный режим.

- токи от систем;

- полный ток к.з.

Для расчета ударных токов определяем отношение [x/r] и по кривой kуд=f(x/r) [11] находим kуд:

; .

Тогда

.

Ударный ток в точке К1:

.

Минимальный режим.

Минимальный режим к.з. будет при питании подстанции только от системы С2, так как она имеет большую удаленность от точки к.з., тогда

;

.

Определение токов к.з. на шинах 10 кВ (точка К2).

Максимальный режим.

; ;

.

Для определения ударного тока к.з. в точке К2 допускается приближенно найти:

,

и по определяем kуд=1,82

Минимальный режим.

, .

Определение токов к.з. в конце ВЛ 10 кВ (точка К3).

Максимальный режим.

;

;

.

.

Минимальный режим.

, .

Определение токов к.з. в конце ВЛ 10 кВ (точка К4).

Максимальный режим.

;

;

.

Для определения ударного тока к.з. в точке К4 допускается приближенно найти:

,

определяем kуд=1,18.

.

Минимальный режим.

, .

Определение токов к.з. в месте установки секционного выключателя (точка К5).

Максимальный режим.

;

;

.

Для определения ударного тока к.з. в точке К5 допускается приближенно найти:

,

определяем kуд=1,25.

.

Минимальный режим.

, .

Для удобства использования результатов расчета токов к.з. сведем все данные в таблицу.

Таблица №13. Результаты расчетов токов к.з. ВЛ №2.

Элемент сети, точка к.з.	Максимальный режим	Минимальный режим
	, кА	, кА	, кА	, кА
Шины 110 кВ, К1	3,09	5,91	2,53	2,2
Шины 10 кВ, К2	4,73	12,17	2,1	1,83
В конце ВЛ 10 кВ, К3	0,73	1,03	0,62	0,54
В конце ВЛ 10 кВ, К4	0,92	1,53
В месте установки СВ, К5	1,38	2,44

Таблица №14. Результаты расчетов токов к.з. ВЛ №1-8.

Элемент сети, точка к.з.

Элемент сети, точка к.з.	Максимальный режим	Минимальный режим
	, кА	, кА	, кА	, кА
Шины 110 кВ, К1	8,03	13,71	2,98	2,59
Шины 10 кВ, К2	3,18	8,9	3,02	2,63
ВЛ №1	К3	0,6	1,02	0,6	0,51
	К4	0,48	0,8	0,48	0,42
	К5	1,33	2,35	1,28	1,12
ВЛ №2	К3	0,78	1,32	0,77	0,67
	К4	0,92	1,53	0,91	0,79
	К5	1,38	2,44	1,33	1,16
ВЛ №3	К3	0,59	1,0	0,59	0,51
	К4	0,1	0,46	0,09	0,07
	К5	1,09	1,93	1,05	0,91
ВЛ №4	К3	1,01	1,71	0,99	0,87
	К4	0,64	1,26	0,62	0,51
	К5	1,73	3,06	1,67	1,46
ВЛ №5	К3	0,6	1,02	0,6	0,51
	К5	1,39	2,45	1,34	1,17
ВЛ №6	К3	0,56	0,94	0,55	0,48
	К5	1,29	2,29	1,25	1,09
ВЛ №7	К3	0,3	0,51	0,3	0,26
ВЛ №8	К3	0,3	0,51	0,3	0,26

3.3 Выбор электрических аппаратов и проводников первичных цепей

3.3.1 Общие положения

При выборе электрических аппаратов исходим из принятой главной схемы электрических соединений подстанции. Распределительное устройство высшего напряжения содержит разъединители, выключатели, трансформаторы тока и напряжения, вентильные разрядники, заградители и конденсаторы высокочастотной связи. Распределительное устройство низшего напряжения выполняется комплектным для наружной установки (КРУН - 10), состоящим из нескольких соединенных между собой шкафов специального назначения, в котором смонтированы электрические аппараты и соединяющие их проводники. Поэтому следует выбирать, а точнее проверять по условиям к.з. аппараты, которыми комплектуется используемая серия КРУН - 10.

Электрические аппараты выбирают исходя из условий нормального режима работы электроустановки, и проверяют по условиям короткого замыкания.

В зависимости от приведенных в каталогах технических данных электрических аппаратов, выбираем их путем сравнивания этих данных с расчетными для проектируемой электроустановки.

Общие правила выбора и проверки аппаратов сводится к следующему:

1. По напряжению установки: UHапп?Uуст (для кварцевых предохранителей, разрядников и трансформаторов напряжения UHапп=Uуст)/

2. По длительному току: IHапп>IРАБmax, где IРАБmax - рабочий максимальный ток нормального или утяжеленного режима, например, при отключении одного из трансформаторов двухтрансформаторной подстанции.

3. По отключающей способности (для выключателей, предохранителей) IHоткл?Iк.

4. По включающей способности (для выключателей, работающих в режиме повторного включения): IHвкл>Iк, iВКЛ max>iк.

5. По классу точности выбираются трансформаторы тока (ТТ) т трансформаторы напряжения (ТН) и проверяются по условию Z2н>Z2расч, S2н>S2, где Z2н - номинальная нагрузка для данного класса точности ТТ; S2н - номинальная мощность ТН или ТТ.

6. Проверка на термическую стойкость по условию , где IT, tT - предельный ток термической стойкости и допустимое время его действия; ВК - интеграл Джоуля (расчетный тепловой импульс); tК - время протекания тока к.з. IК.. Можно предварительно принять tК=2 с для РУ - 10 кВ, tК=3 с для РУ - 110 кВ.

7. Проверку на электродинамическую стойкость выполняется по условию: iпрс?iу; Iпрс?Iк (или iдин?iу; Iдин?Iк), где iпрс, Iпрс - амплитудное и действующее значение сквозного предельного тока.

3.3.2 Расчетные параметры для выбора оборудования

Максимальные расчетные токи:

1. В цепи ввода 110 кВ: ;

2. На головном участке ВЛ 10 кВ: ;

3. В цепи ввода 10 кВ: ;

4. В цепи секционного выключателя 10 кВ: .

3.3.3 Выбор аппаратуры на стороне ВН

Разъединители: таблица №15

Параметры разъединителя (каталог): РНДЗ-1-110/630 Т1	Расчетные данные
Uн=110 кВ	Uн=110 кВ
Iн=63 А	Iраб.max=44.94 А
Iпрс=80 кА

Выбранный разъединитель РНДЗ-1-110/630 Т1 удовлетворяет расчетным параметрам.

Выключатель шкафа ввода 110 кВ: таблица №16

Параметры выключателя (каталог): ВВУ-110Б-40/2000 У1	Расчетные данные
Uн=110 кВ	Uн=110 кВ
Iн=2000 А	Iраб.max=44.94 А
Iн.откл=40 кА
Iн.вкл=102 кА
iпрс=102 кА	iу1=13,71 кА

Выбранный выключатель ввода 110 кВ ВВУ-110Б-40/2000 У1 удовлетворяет расчетным параметрам.

3.3.4 Выбор аппаратуры на стороне НН

Выключатель шкафа ввода 10 кВ: таблица №17

Параметры выключателя (каталог): ВВТЭ-10-20/630 УХЛ2

Параметры выключателя (каталог): ВВТЭ-10-20/630 УХЛ2	Расчетные данные
Uн=10 кВ	Uн=10 кВ
Iн=630 А	Iраб.max=398,4 А
Iн.откл=20 кА
Iн.вкл=52 кА
iпрс=52 кА	iу2=8,9 кА

Выбранный выключатель ввода 110 кВ ВВТЭ-10-20/630 УХЛ2 удовлетворяет расчетным параметрам.

Трансформатор тока (ТТ): таблица №18

Поскольку термическая и динамическая стойкость ТТ зависит от его первичного номинального тока, достаточно проверить по условиям короткого замыкания ТТ отходящих линий 10 кВ (с наименьшим I1.н).

Параметры ТТ (каталог): ТЛМ-10-2	Расчетные данные
Uн=10 кВ	Uн=10 кВ
I1.н=100 А (*)	Iраб.max=61,8 А
Iдин=35,2 кА

(*) - номинальный ток ТТ принят с учетом возможного применения трансформатора в схеме токовых защит с дешунтированием электромагнитов отключения выключателя.

Выбранный трансформатор тока удовлетворяет расчетным параметрам. Варианты исполнения вторичных обмоток - 0,5/10Р: сердечник с обмоткой класса 0,5 - для подключения измерительных приборов, класса 10р - для подключения устройств релейной защиты. Номинальная вторичная нагрузка в классе точности 0,5 составляет (номинальная мощность ).

В шкафу ввода 10 кВ принимаем к установке трансформатор ТЛМ-10-2 с I1.н=600 А, для секционного выключателя - с I1.н=300 А.

По классу точности достаточно проверить наиболее нагруженный ТТ шкафа ввода 10 кВ, соединенные по схеме неполная звезда с приборами: счетчиком активной энергии типа САЗУ - И670М, две токовые катушки которого включены в фазы А и С и при номинальном токе потребляют мощность не менее Sа=2,5 ВА каждая (); счетчиком реактивной энергии типа СРУУ-И673М с катушками во всех фазах и потребляющих такую же мощность Sр=2,5 ВА (); амперметром типа Э-378, включенным в фазу В и потребляющий мощность SА=0,1 ВА ().

Условия проверки:

, ,

где rконт - сопротивление контактов, принимаем ее равным 0,05 Ом при двух - трех числе приборов;

rпров - сопротивление соединительных проводов.

.

Условие удовлетворяется, так как (10 ВА > 7,6 ВА).

Приняв длину медных соединительных проводов l=5 м, находим допустимые сечение . Выбираем медные провода сечением 4 мм2.

3.3.5 Выбор трансформатора напряжения

Для РУ - 10 кВ выбираем трансформатор напряжения типа НАМИ - 10 (антирезонансный), с помощью которого можно осуществлять контроль изоляции сети 10 кВ. Трансформатор устанавливается на каждой секции шин 10 кВ подстанции и питает приборы ввода 10 кВ и четырех отходящих линий 10 кВ. Условия выбора:

; ,

где S2н - номинальная мощность трансформатора в требуемом классе точности (S2н=120 ВА в классе точности 0,5; S2н=200 ВА в классе точности 1,0);

S2расч - мощность потребляемая приборами.

Для подсчета S2расч составлена таблица №19

Приборы	Кол-во приборов	Суммарное кол-во катушек	Мощность, потребляемая катушкой	Суммарная мощность
			Р, Вт	Q,Вар	Р2, Вт	Q2,Вар
Вольтметр Э-335	1	1	2	-	2	-
Счетчик активной энергии СА3У-И670М	4	8	3	11,6	24	92,8
Счетчик реактивной энергии СР4У-И673М	1	3	3	11,6	9	34,8
ИТОГО	35	127,6

Расчетная мощность трансформатора:

.

Таким образом, выбранный трансформатор напряжения будет работать в классе точности 1,0, что допустимо, так как на подстанциях 110/10 кВ осуществляется технический учет электрической энергии.

3.3.5 Выбор шин и шинных конструкций

Шины ОРУ - 110 кВ подстанций выполняют гибкими и как правило, тем же проводом, что и питающие линии, то есть АС 95. При этом их дополнительно проверяют на корону и на исключение возможности схлестывания или опасного сближения в результате динамического действия к.з. Однако указанные проверки не выполняем, так как используемые провода диаметром более 11,4 мм (АС 95/16), а мощность к.з. на шинах не более 4000 МВА.

Шины РУ - 10 кВ выполняются жесткими прямоугольного сечения из алюминиевых сплавов.

Расчетное сечение шин выбирают из условия длительного нагрева, пользуясь таблицами допустимых длительных токов для шин стандартных сечений [6]. При этом сечение выбирается таким, чтобы допустимый длительный ток был не менее . Для шин прямоугольного сечения шириной до 60 мм, расположенных плашмя, допустимый ток снижают на 5%.

По значению выбираем плоские алюминиевые шины сечением с ().

Для проверки шин на термическую стойкость сравниваем расчетное сечение шин с минимальным сечением допустимым по условию термической стойкости:

,

где С - коэффициент, равный для алюминиевых шин С = 90.

Таким образом, термическая стойкость шин обе6спечивается, так как

.

Шинная конструкция (шины - опорные изоляторы) обладают электрической стойкостью, если максимальное расчетное напряжение в материале шин урасч и максимальные нагрузки Fрасч на изоляторы меньше допускаемых значений:

, .

Для алюминиевых шин удоп=82,3 МПа. Расчетная результирующая сила, действующая на единицу длины шины при ударном токе к.з. определяется:

,

где Ксх - коэффициент, зависящий от взаимного расположения шин, равный 0,95;

а=0,25 м - расстояние между шинами.

Тогда напряжение в материале шины будет:

,

где l=1 м - расстояние между осями опорных изоляторов;

- момент сопротивления шины (в,h - размеры сечения шины, м).

Таким образом, электродинамическая стойкость обеспечивается, так как

.

Выбираем для шинной конструкции опорные изоляторы типа ОФ - 10 - 3,75. Разрушающая нагрузка из [6] составляет Fразр=3750 Н.

Тогда допустимая нагрузка на изолятор:

,

а расчетная нагрузка на изолятор:

.

Так как электродинамическая стойкость обеспечивается.

3.4 Релейная защита подстанции 110/10 кВ

3.4.1 Общие положения

В объем проектирования релейной защиты на подстанциях 110/10 кВ входят расчеты релейной защиты силового трансформатора, защита шин 10 - 110 кВ и защита отходящих линий 10 кВ.

Согласно ПУЭ для силовых трансформаторов подстанции предусматриваются следующие защиты:

а) от повреждений внутри трансформатора, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла - газовая защита;

б) от повреждений на выводах трансформатора, а так же от внутренних повреждений - продольная дифференциальная защита, установка которой является обязательной для трансформаторов мощностью 6,3 МВА и выше.

в) от токов, обусловленных внешними короткими замыканиями - максимальная токовая защита, устанавливаемая со стороны питания, которая может иметь пуск по напряжению;

г) от токов обусловленных перегрузкой (если она возможна) - максимальная токовая защита от перегрузки, включенная на ток одной фазы.

Дифференциальная защита и отсечка действуют на отключение выключателя со стороны питания 110 кВ и на отключение выключателей со стороны 10 кВ. Первая степень газовой защиты и защита от перегрузки выполняются с действием на сигнал. Вторая ступень газовой защиты и максимальная токовая защита действует на отключение выключателя со стороны питания (или на отключение выключателей всех сторон).

Для защиты шин 10 кВ предусматривается максимальные токовые защиты, установленные на вводе 10 кВ и на шинах секционных выключателей.

Для защиты отходящих линий 10 кВ от междуфазных к.з. и двойных замыканий на землю предусматривается максимальная токовая защита, которая может дополняться токовой отсечкой.

д) от однофазных замыканий на землю на отходящих линиях10 кВ предусматривают устройства контроля изоляции или секционные защиты с действием на сигнал или отключение.

Расчет релейной защиты для двухтрансформаторной подстанции 2х6300 кВА (рис. №11).

Максимальная мощность на шинах 10 кВ составляет 8563 кВА. Количество отходящих линий 10 кВ - 8 (по 4 от каждой секции шин). Максимальные рабочие токи на отходящих линиях 10 кВ - 61,8 А, на вводе 110 кВ - 44,94 А, на секционном выключателе - 185,4 А, на вводе 10 кВ - 494,4 А. Величина токов к.з.: на шинах 110 кВ , , на шинах 10 кВ , , в конце ВЛ 10 кВ , , в месте установки СВ , .

Расчет релейной защиты проведем на примере ВЛ №2, для остальные линии электропередач расчет релейной защиты проводится аналогично.

Выполнение схем защит и используемые реле приняты такими, которые применяются на комплектных трансформаторных подстанциях (КТПБ) 110 кВ с трансформаторами мощностью до 16 МВА и шкафами КРУ - 10 серии К - 49. На подстанции предусматриваются: МТЗ на отходящих линиях 10 кВ, МТЗ на секционном выключателе 10 кВ, МТЗ трансформатора на стороне 110 кВ, дифференциальная и газовая защиты трансформатора, защита от перегрузки трансформатора. Устройства защиты на стороне 110 кВ подключаются к встроенным трансформаторам тока ТВТ - 110, а на стороне 10 кВ - к трансформаторам типа ТЛМ - 10.

3.4.2 Защита отходящих линий 10 кВ

На подстанциях 110/10 кВ для защиты отходящих линий 10 кВ от междуфазных к.з. и двойного замыкания на землю предусматриваются МТЗ, выполняемые по двухфазной двухрелейной схеме (неполная звезда) с применением индукционных реле типа РТ - 85 с дешунтированием электромагнитов отключения выключателя. Принципиальная схема первичных цепей шкафа линии10 кВ серии к - 49 и вторичных цепей релейной защиты и измерений приведены на графическом листе №2

1. Определяем ток срабатывания защиты:

а) из условия отстройки от максимального тока нагрузки:

,

где - максимальный рабочий ток линии (без учета сетевого резервирования);

kн - коэффициент надежности, учитывающий погрешности реле и равный для реле типа РТ - 85 и РТ - 40 kн=1,2;

kВ - коэффициент возврата реле, равный для реле типа РТ - 85 и РТ - 40 kВ=0,8 - 0,85;

kсзп - коэффициент самозапуска, который зависит от схемы и параметров питающих сети. Для линий сельских районов коэффициент самозапуска может быть принят равным kсзп=1,2 - 1,3;

б) из условия согласования по селективности (для секционированных линий) выбор не производится.

2. Ток срабатывания реле РТ - 85:

а) ,

где - ток срабатывания защиты;

kсх - коэффициент схемы при симметричном режиме. Для схем соединения трансформаторов тока в звезду ;

пТ - коэффициент трансформации трансформаторов тока.

б) из условия надежного срабатывания ТЭО выключателя с током: ,

.

3. Ток уставки реле РТ - 85/1 и ток срабатывания защиты с учетом выбранной уставки: . Принимаем ;

4. Коэффициент чувствительности защиты в основной зоне:

,

Нормируемое значение коэффициента чувствительности для основной зоны .

5. Время срабатывания и уставка выдержки времени принимается минимальной ty=0.6 c.

6. Проверка трансформаторов тока и возможность применения схемы с дешунтированием электромагнитов отключения:

а) из условия обеспечения надежной работы дешунтирующих контактов реле РТ - 85:

,

.

б) из условия исключения возврата реле после дешунтирования. Расчетная нагрузка на ТТ после дешунтирования:

,

где , сопротивление соединительных проводов длиной l=10 м и сечением q=4 мм2;