Проектирование системы электроснабжения части Мосеевского района Вологодской области

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

С распадом СССР исчезло множество колхозов и совхозов, что привело к острому дефициту продуктов питания. Наша страна, имея самую большую территорию сельскохозяйственных угодий, вынуждена импортировать продукты питания. В настоящее время государство начало уделять больше внимания проблеме развития сельского хозяйства. На данный момент работают различные программы поддержки сельского хозяйства: предоставление финансовой поддержки в форме субсидий, введение системы налогов с дифференциацией налоговых ставок и льгот и т.д.

Развитие сельскохозяйственного производства, создание аграрно-промышленных комплексов стало причиной появления новых потребителей электроэнергии: фермы, комплексы, сельские поселения, деревни. Это приводит к необходимости реконструкции и строительству новых электрических сетей в сельской местности, к постоянному повышению их пропускной способности и надёжности.

В данном дипломном проекте рассматривается развитие участка электрических сетей. Задачей проектирования является разработка и технико-экономическое обоснование решений, определяющих развитие электрических сетей и средств их эксплуатации и управления, при которых будет обеспечена высокая надежность снабжения потребителей электроэнергией в необходимом объеме и требуемого качества с наименьшими затратами на развитие и эксплуатацию.

Целью данного дипломного проекта является:

- расчет и анализ установившихся режимов работы электрической сети;

- поиск, разработка и обоснование возможных вариантов развития электрических сетей с учетом перспективы роста нагрузок;

- расчет и анализ установившихся режимов работы электрической сети, с учетом перспективы роста нагрузок.



1. Краткая характеристика сельскохозяйственного района

В данном проекте рассматривается электроснабжение части Мосеевского района Вологодской области, на территории которого находятся следующие потребители электроэнергии: МО Октябрьское, МО Пятовское, колхоз Рассвет, сельхоз предприятие Правда. Район специализируется на разведении мясных пород крупнорогатого скота. На данный момент район питается от подстанции «Мосеево 35/10» по ВЛ-10 кВ. Вышеперечисленные потребители, являются потребителями второй категории надежности электроснабжения. В соответствии с ПУЭ, такие электроприемники в нормальном режиме должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Численность населения МО Октябрьское составляет 402 человека, МО Пятовское 520 человек. Колхоз Рассвет специализируется на мясном и молочном производстве. Колхоз Правда занимается заготовлением зерна, сена, силоса. На его территории находятся: три коровника на 200 голов, зерносклады, сарай активного вентилирования сена,сарай приготовления витаминной муки, гараж для с/х техники, ПТО.

1.1 Данные по потребителям

Исходные данные по потребителям электроэнергии района приведены в таблица 1.1.

Таблица 1.1 - Исходные данные по потребителям

Наименование фидера Коэффициент мощности (cos ц) Категория надежности электроснабжения Октябрьское 0,82 II к-с Мосеевский 0,8 II Часовное 0,75 III Логдуз 0,75 II село Мосеево 0,8 II

1.2Расчетные климатические и геологические условия

Согласно метеорологическим данным район климатических условий принят по гололеду III (расчетная толщина стенки гололедного отложения

20 мм), ветровое давление 500 Па, [3].

Район по пляске проводов - 1[3].

Число грозовых часов в году - более 40 ч[3].

Температура воздуха, ⁰С:

- минимальная -45;

- максимальная +35;

- среднегодовая 0.

Нормативная глубина промерзания грунта по площадке ПС - 1,6 м.

Грунты на площадке ПС: полутвердые (удельное сопротивление

100 Ом·м).

нагрузка подстанция трансформатор



2. Определение расчетной нагрузки района

Определение расчетных нагрузок производим графическим методом с помощью диаграммы изменения мощности электроустановки во времени по [2].

2.1 Построение графика суточой нагрузки

Электрические нагрузки подстанции представлены в виде графика суточной нагрузки. График построен с использованием данных суточной ведомости нагрузок для летнего и зимнего времени. Суточные ведомости представленны в Приложении 1 таблице 2.1 и таблице 2.2, путем суммирования всех присоединений подстанции. Суточные графики летнего и зимнего режимов представлены в Приложении 2 рисунок 2.1 и рисунок 2.2.

2.2 Построение графика годовой нагрузки

График годовой нагрузки показывает длительность работы электроустановки в течение года с различными нагрузками. Построение графика годовой нагрузки производится на основании известных графиков суточных нагрузок. По оси ординат откладываем нагрузки в соответствующем масштабе, по оси абсцисс-часы года от 0 до 8760. График представлен в Приложении 2 рисунок 2.3.

2.3 Расчет средней нагрузки и коэффициента заполнения графика

Потребляемая энергия активной нагрузки за год определяется по данным годового графика[3]:



W _а.год = Piti,кВтч,(2.1)

где Pi - активная мощность i-й ступени графика, кВт;

ti - продолжительность i-й ступени графика,ч.

W _а.год = 1307366 + 1117,5183 + 1038183 + 961183+ 908183 + 839915 + 83549 + 710549 + 6 55366 + 575366+555182+490366+474183+452546+ +426546 + 405·728 + 365728 + 333364 + 302364 + 276182 + 250728 = 5122780(кВтч).

Средняя нагрузка определяется по формуле:

Р_ср=, кВт.(2.2)

Р_ср=(кВт).

Коэффициент заполнения графика:

К_зп=. (2.3)

Время использования максимальной активной нагрузки (число часов максимума, Тmax) показывает, сколько часов за рассматриваемый период установка должна была бы работать с максимальной нагрузкой, чтобы потребить количество энергии (W) за этот период:



T_max,a=,ч (2.4)

T_max,a= (ч).

Наибольшее время работы ПС с максимальной нагрузкой определим по выражению из [12]:

=,ч, (2.5)

=(ч).

Расчетную мощность ПС определим суммированием расчетной мощности нагрузок и мощности трансформаторов собственных нужд (ТСН), которые присоединяются к шинам 10 кВ. При определение расчетной мощности следует учесть коэффициент перспективы роста нагрузок на 5-10 лет. Ввиду того, что для каждого отходящего фидера задан свой коэффициент мощности, то расчетную мощность ПС определим по выражению:

S_{расч.пс}=(S_р.ф.1 +S_р.ф.2+S_р.ф.3+S_р.ф.4+S_р.ф.5)·К₁₀+S_сн,МВ·А, (2.6)

где S_{расч.пс} - расчетная мощность ПС, МВ·А;

S_р.ф.1, S_р.ф.2, S_р.ф.3,S_р.ф.4,S_р.ф.5 - расчетная мощность нагрузки фидера №1,№2, №3, №4,№5 соответственно, МВ·А;

К₁₀- коэффициент перспективы роста нагрузок;

S_сн - мощность ТСН, предварительно 2х40кВ·А.



Расчетную мощность нагрузки для каждого фидера определим по формуле:

, МВ·А, (2.7)

где Р_ср.ф - средняя нагрузка на фидер,

Р_ср.ф=, кВт.

Потребляемая энергия активной нагрузки за год по фидеру №1 (Октябрьское):

W _{а.год.ф.1} =1325667(кВт·ч).

Потребляемая энергия активной нагрузки за год по фидеру №2 (к-с Мосеевский):

W _{а.год.ф.2} =972972(кВт·ч).

Потребляемая энергия активной нагрузки за год по фидеру №3 (Часовное):

W _{а.год.ф.3}=576408(кВт·ч).

Потребляемая энергия активной нагрузки за год по фидеру №4 (Логдуз):



W _{а.год.ф.4} =525345(кВт·ч).

Потребляемая энергия активной нагрузки за год по фидеру №4 (село Мосеево):

W _{а.год.ф.4} =1731312 (кВт·ч).

Средняя нагрузка на фидер №1:

Р_ср.ф.1=(кВт).

Средняя нагрузка на фидер №2:

Р_ср.ф.2=(кВт).

Средняя нагрузка на фидер №3:

Р_ср.ф.3=(кВт).

Средняя нагрузка на фидер №4:

Р_ср.ф.4=(кВт).

Средняя нагрузка на фидер №5:



Р_ср.ф.5= (кВт).

Расчетная мощность нагрузки фидера №1:

S_р.ф.1=(МВ·А).

Расчетная мощность нагрузки фидера №2:

S_р.ф.2=(МВ·А).

Расчетная мощность нагрузки фидера №3:

S_р.ф.3=(МВ·А).

Расчетная мощность нагрузки фидера №4:

S_р.ф.4=(МВ·А).

Расчетная мощность нагрузки фидера №5:

S_р.ф.5= (МВ·А).

Расчетная мощность ПС:



S_{расч.пс}=(S_р.ф.1 +S_р.ф.2+S_р.ф.3+S_р.ф.4+S_р.ф.5)·К₁₀+S_сн,МВ·А,

S_{расч.пс}=(0,18+0,14+0,09+0,08+0,25)·1,25+0,08=1,005(МВ·А).



3. Определение числа и мощности трансформаторов подстанции

3.1 Выбор силовых трансформаторов

При выборе силовых трансформаторов необходимо определить их число, мощность, а также привести сравнение различных вариантов и технико-экономическое обоснование выбранного варианта.

Мощность, число трансформаторов, расчетная нагрузка ПС связаны формулой:

N_тр = , (3.1)

где N_тр- число трансформаторов, устанавливаемых на ПС;

S_тр - мощность трансформатора, МВ·А;

S_{расч.пс} - расчетная мощность ПС (см. п. 2.3), МВ·А;

К_з- коэффициент загрузки трансформаторов, принимаемый в зависимости от категории надежности потребителей электроэнергии:

К_з =0,6-0,7 - I категория;

К_з =0,7-0,8 - II категория;

К_з =0,9-0,95 - III категория.

В соответствии с [1], число трансформаторов, устанавливаемых на ПС, принимается, как правило, два. Для двухтрансформаторной подстанции должно выполняться условие:

S_тр =, МВ·А, (3.2)

S_тр=(МВ·А).



Исходя из полученной мощности примем к рассмотрению три варианта трехфазных двухобмоточных трансформаторов:

1. 2хТМН-630-35/10;

2. 2хТМН-1000-35/10;

3. 2хТМН-1600-35/10.

Проверим возможность работы данных трансформаторов в аварийном режиме. Длительная аварийная перегрузка для трансформаторов, по [2], с системой охлаждения М допускается на 40% в течение не более 5 суток, продолжительностью не более 6 часов в сутки, если коэффициент начальной загрузки не превышает 0,93. Найдем коэффициенты загрузки трансформаторов приняв допущение, что нагрузка распределена равномерно:

К_н.з.1 =

К_н.з.2 =

К_н.з.3 =

Найдем коэффициенты перегрузки при отключении одного из трансформаторов с учетом отключения потребителей III категории:

К_пер.1 =

К_пер.2 =

К_пер.3 =



Для первого варианта (ТМН-630-35/10) коэффициент перегрузки превышает допустимое значение. Ввиду этого в дальнейшем его упустим.

Технические данные трансформаторов приведены в таблица 3.1.

Таблица 3.1 - Технические данные трансформаторов

Тип тр-ра	Sн, МВА	Uном, кВ	ДPх, кВт	ДPк, кВт	Uк , %	Iхх, %	Цена т.руб на 2015г.
		ВН	НН			ВН-НН
ТМН-1000	1	35	11	2,1	11,6	6,5	1,4	1932
ТМН-1600	1,6	35	11	2,9	16,5	6,5	1,3	2027

3.2 Технико-экономический расчет трансформаторов

Определим затраты по следующей формуле:

, тыс. руб., (3.3)

где - нормативный коэффициент эффективности капитальных

вложений, Е=0,25;

К - полные капитальные затраты с учетом стоимости оборудования

и монтажных работ, тыс. руб.;

Н_а - норма амортизации, Н_а=0,063, [5];

- стоимость потерь электроэнергии,тыс. руб.;

- затраты на обслуживание,тыс. руб.

Капитальные затраты рассчитываем по формуле:

, тыс. руб., (3.4)



где - оптовая цена оборудования, тыс. руб.;

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

- коэффициент, учитывающий затраты на строительные работы;

- коэффициент, учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования;

n - число трансформаторов.

По (3.4) определяем капитальные затраты для первого варианта:

(тыс. руб).

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

, (тыс. руб.), (3.5)

где - годовое время работы трансформатора, ч;

- стоимость электроэнергии, руб/кВт?ч ( руб./кВтч);

- коэффициент загрузки трансформаторов;

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

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

- наибольшее время работы ПС с максимальной нагрузкой, ч;

n - число трансформаторов.



По (3.5) определяем потери в трансформаторе для первого варианта:

(тыс. руб).

Затраты на обслуживание и ремонт рассчитываем по формуле:

, тыс. руб, (3.6)

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

- нормы отчислений на ремонт и обслуживание (, ). По (3.6) определяем затраты на обслуживание и ремонт для первого варианта:

(тыс. руб).

По (3.3) определяем приведенные затраты для первого варианта:

(тыс.руб).

Таблица 3.2 -Технико-экономическое сравнение трансформаторов

Параметр	Размерность	вариант 1	вариант2
		2хТМН-10000/35	2хТМН1600/35
	тыс. руб.	173,21	176,93
	тыс. руб.	4347	4560,7
	тыс. руб.	150	158,1
	тыс. руб.	1643,7	1721,6



На основании технико-экономического сравнения делаем вывод, что более выгодным вариантом является установка двух трансформаторов мощностью 1 МВА каждый (2хТМН-1000-35/10).



4. Проектирование связи районной подстанции с энергосистемой

Проектируемая подстанция по способу присоединения к системе является проходной. Связь подстанции с энергосистемой осуществляется по ВЛ-35кВ «Мосеево» (W1) и ВЛ-35 кВ «Великое» (W2). ПС «Мосеево 35/10» получает питание от ПС «Царева 110/35/10» по ВЛ-35 кВ «Мосеево» и осуществляет транзит мощности по ВЛ-35 кВ «Великое» в сторону ПС «Поповкское 35/10», «Починок 35/10», «Великое 35/10».Мощность, передаваемая от ПС «Мосеево 35/10», составляет 3,95 МВ·А.

4.1 Выбор сечения проводов воздушных линий 35 кВ

Выбор сечения проводов производим по экономической плотности тока. Согласно [3], пункт 1.3.25, сечения проводников должны быть проверены по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение F, мм² ,определяется из соотношения[3]:

,мм², (4.1)

где - расчетный ток в час максимума энергосистемы, А;

- нормированное значение экономической плотности тока, для

напряжения 35кВ по [3], табл. 1.3.36,, А/мм².

Сечение, полученное в результате указанного расчета, округляется до ближайшего большего стандартного сечения.

Ток, протекающий по линии, определяется из соотношения:



,А, (4.2)

где - полная передаваемая по линии мощность, МВ·А;

- номинальное напряжение воздушной линии (ВЛ), кВ.

, МВ·А,

гдеS_{расч.пс} - расчетная мощность ПС (см. п. 2.3), МВ·А;

S_{транзит} - транзитная мощность, S_{транзит} =3,95 МВ·А.

Так как транзитная мощность больше мощности проектируемой ПС, то наибольшая мощность, передаваемая по линии 35кВ «Мосеево» (W1),составляет:

(А);

(А);

(мм²);

(мм²).

Полученное сечение округляем в большую сторону до ближайшего стандартного сечения. Рассмотрим два варианта провода АС-70 и АС-95 и выберем необходимый провод с помощью технико-экономического обоснования.

Для выбора сечений в простейшем случае строительства линий в 1 год приведенные затраты найдем по формуле из [7]:



З_л=(Е+ Н_а)К_л+3•I²•R₀•• в •10^-3 , руб/год, (4.3)

где - нормативный коэффициент эффективности капитальных

вложений, Е=0,25;

Н_а - коэффициент отчисления на амортизацию, в относительных

единицах , так как сечение мало зависит от ремонта и обслуживания,

согласно [5] Н_а=0,028;

К_л - стоимость 1 км линии, тыс. руб.;

R₀ - удельное активное сопротивление линий, из[6]

R_0АС70=0,43Ом/км, R_0АС95=0,31 Ом/км;

- наибольшее время работы ПС с максимальной нагрузкой, ч;

в - стоимость одного кВтч электроэнергии, в =2,06руб/кВтч.

Найдем приведенные затраты для линии W1 обоих вариантов:

1.З_AС-70=(0,25+0,028)•28920+3•80,8²•0,43•4800• 2,06 •10^-3=91316 (руб/год),

2.З_АС-95=(0,25+ 0,028)•45300+3•80,8²•0,31•4800•2,06 •10^-3=72629,4(руб/год).

Найдем приведенные затраты для линии W2 обоих вариантов:

1.З_АС-70=(0,25+0,028)•28920+3•65,2²•0,43•4800• 2,06 •10^-3=62264(руб/год),

2. З_АС-95=(0,25+ 0,028)•45300+3•65,2²•0,31•4800•2,06 •10^-3=51685,2(руб/год).

Выбираем провод марки АС - 95/16.

Согласно табл. 2.5.6 [3] выбранный провод удовлетворяет по условиям короны, так как мм².



4.2 Расчет параметров воздушныхлиний 35кВ

Определим сопротивления и проводимости проектируемых линий 35кВ.

Активное сопротивление линии:

,Ом, (4.4)

где - удельное активное сопротивление 1 км провода Ом/км;

- длина линии,км.

Реактивное сопротивление линии:

, Ом (4.5)

где - удельное реактивное сопротивление 1 км провода Ом/км, которое можно найти из соотношения:

,Ом/км (4.6)

где - количество проводов в фазе;

- среднее геометрическое расстояние между осями проводов, из[8] для напряжения 35кВм;

- эквивалентный радиус провода, мм;

При нерасщепленном проводе в фазе , где - радиус провода, мм, который найдем по формуле:



, мм, (4.7)

где -коэффициент использования, из [8];

d_п - диаметр провода, из [6]d_п =13,5 мм.

(мм).

В расчетах сетей напряжением 35кВ активные проводимости линий, как правило, не учитываются.

Реактивная проводимость рассчитывается по формуле:

,См, (4.8)

где - удельная реактивная проводимость линии, 1/Ом:

, 1/Ом. (4.9)

Подставив в (4.4) - (4.9) численные значения, получим:

(Ом);

(Ом);

(Ом);

(Ом);

(См);

(См).

4.3 Расчет удельных механических нагрузок на провод

Длина пролета по [8] принята равной 200 м. Для провода АС-95/16 известно из [6] сечение алюминиевой части - 95,4 мм², сечение стальной части - 15,9 мм²,диаметр провода - 13,5 мм; удельная масса провода - 385 ^КГ/_КМ. По [9] и [3] при соотношении ^Faл/_Fст=6/1 для провода марки АС определяем:

– модуль упругости Е = 82,5 10³ Н/мм^2-;^-

– температурный коэффициент линейного удлинения a= 19,2 10-^-6 1/град;

– предел прочности при растяжении провода и троса в целом s_ПР= 290 Н/мм^2-;

– допускаемое напряжение:

при наибольшей нагрузке: [s]_vнб= 116 Н/мм^2-;

при низшей температуре воздуха: [s]_min=116 Н/мм^2-;

при среднеэксплуатационных условиях: [s]_сэ = 87 Н/мм^2-.

Определение удельных нагрузок произведено по [9]:

– от собственной массы провода:

Н/м•мм², (4.10)



где - g₀ - ускорение свободного падения, g₀ =9,81 м/с²;

М₀ - удельная масса провода;

F - суммарное сечение провода.

.

– от массы гололеда:

, Н/м•мм² , (4.11)

где -плотность гололеда, ,кг/м³;

b - толщина стенки гололеда, мм,b=20 мм;

d -диаметр провода, мм.

.

– суммарная нагрузка от собственной массы провода и массы гололеда:

g₃ = g₁ + g₂ = (34,6 + 170,3)'10^-3 = 204,9'10 ^-3(Н/м•мм²).^-(4.12)

– от давления ветра на провод без гололеда:

,Н/м•мм² , (4.13)



где -коэффициент неравномерности скоростного напора по пролету ВЛ, из [3] при скорости ветра 32 м/с - ;

-коэффициент, учитывающий ветровую нагрузку от длины пролета, из [9] при длине пролета 150 м и более ;

-коэффициент лобового сопротивления провода скоростному напору ветра, из [9] при диаметре провода менее 20 мм -

-расчетный скоростной напор ветра, при высоте центра тяжести проводов менее 15 м расчетный скоростной напор равен нормативному скоростному напору ветра (из [3] при скорости ветра 32 м/с нормативный скоростной напор , Па).

– от давления ветра на провод, покрытый гололедом (при этом, расчетный скоростной напор ветра, согласно п. 2.5.41 [3], принимается уменьшенным в 4 раза, Па, и, соответственно, коэффициент неравномерности скоростного напора по пролету изменит свое значение, ):

Н/м•мм², (4.14)



– суммарная нагрузка от собственной массы провода и давления ветра на провод без гололеда:

Н/м•мм², (4.15)

.

– суммарная нагрузка от собственной массы провода и давления ветра на провод, покрытый гололедом:

, Н/м•мм², (4.16)

.

4.4 Расчет критических пролетов проводов

Расчет критических пролетов произведем по [9]. Определяем величину первого критического пролета по формуле (4.17) при следующих исходных данных:

– удельная нагрузка

g_m = g_n = g₁ = 34,6' 10^-3 (Н/м·мм^2-);

– низшая расчетная температура

Q_m = Q_min = - 45⁰ (С);

– допускаемое напряжение при низшей температуре



[s]_m =[ s]_Qmin = 130 (Н/мм^2-);

– среднегодовая расчетная температура

Q_n = Q_СГ = 0⁰ (С);

– допускаемое напряжение при среднеэксплуатационных условиях

[s]_n =[ s]_СЭ = 87 (Н/мм^2-).

м, (4.17)

Определяем величину второго критического пролета по формуле (4.18)при следующих исходных данных:

– удельная нагрузка

g_m = g₁ = 34,6 ' 10^-3 (Н/м·мм^2-);^-

– низшая расчетная температура

Q_m = Q_min = - 45⁰ (С);

– допускаемое напряжение при низшей температуре



[s]_m =[ s]_Qmin = 130 (Н/мм^2-);

– удельная нагрузка

g_n = g₇ = 224,46' 10^-3 (Н/м·мм^2-);

– расчетная температура при наибольшей нагрузке

Q_n = Q_iнб = - 5⁰ (С);

– допускаемое напряжение при наибольшей нагрузке

[s]_n =[ s]_gнб = 130 (Н/мм^2-).

м, (4.18)

Определяем величину третьего критического пролета по формуле (4.19)при следующих исходных данных:

– удельная нагрузка

g_m = g₁ = 34,6 ' 10^-3(Н/м·мм²);

– расчетная температура в среднеэксплуатационных условиях



Q_m = Q_сг = 0⁰ (С);

– допускаемое напряжение в среднеэксплуатационных условиях

[s]_m =[ s]_сэ = 87 (Н/мм^2-);

– удельная нагрузка

g_n = g₇ = 224,46' 10^-3 (Н/м·мм^2-);

– расчетная температура при наибольшей нагрузке

Q_n = Q_iнб = - 5⁰ (С);

– допускаемое напряжение при наибольшей нагрузке

[s]_n =[ s]_gнб = 130 (Н/мм^2-).

м, (4.19)

l_КР1 = 307,7 м ; L_КР2 = 53,3 м ; L_КР3 = 40,3 м ; L_Р= 200 м;

L_КР1>L_КР2>L_КР3 ;L_Р>L_КР2.



По [9] определяем, что в дальнейших расчетах в качестве исходных данных принимаем:

Q_нб = - 5⁰ С ;g_нб = g₇ = 224,46' 10^-3 Н/м·мм^2- ; [ s]_нб = 130 Н/мм^2-.

4.5 Расчет критической температуры

Критическая температура определится из [9] по следующей формуле:

, єС, (4.20)

где .

Уравнение состояния провода по [9]:

, (4.21)

,

s₃ =110(Н/мм²)(s₃ найдено методом подбора).

Критическая температура



Поэтому наибольшая стрела провеса будет при высшей температуре воздуха и нагрузке провода только собственной массой. Определяем напряжение провода в этих условиях по следующей формуле:

,Н/мм² , (4.22)

s₁=21,2 (Н/мм²) (s₁ найдено методом подбора).

Наибольшую стрелу провеса определим по формуле из [9]:

, м, (4.23)

Тяжение провода определяется по формуле из [9]:



Т=s'F, Н, (4.24)

Где Т - тяжение провода, Н;

s - напряжение провода, Н/мм²;

F-сечение провода, мм².

Определим тяжение провода при наибольшей стреле провеса:

Т=21,2·95=2014 (Н).

Стрелы провеса и тяжения при других температурах воздуха указаны в монтажной таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Монтажная таблица

Q,0С	sМ ,Н/мм2-	Т, Н	f, м
35	21,2	2014	8,2
30	21,6	2052	8,04
20	22	2090	7,8
10	22,5	2137,5	7,6
0	23,12	2196,4	7,4
-10	23,58	2240,1	7,34
-20	24,22	2300,9	7,2
-30	24,7	2346,5	7
-45	26,1	2479,5	6,63

По данным монтажной таблицы построим монтажные кривые для данного провода( рисунок 4.1, рисунок 4.2).

Рисунок 4.1Монтажная кривая зависимости стрелы провеса от температуры



Рисунок 4.2 Монтажная кривая зависимости тяжения проводов от температуры

4.6 Выбор типа опор и изоляции ВЛ-35кВ

Проектируемые линии 35кВ будут проложены на одноцепных железобетонных опорах типа П35-1и одноцепных стальных типа У35-1проводом марки АС-95/16. В соответствии с п. 2.5.118[3] для ВЛ напряжением 35кВ с металлическими и железобетонными опорами применение грозозащитных тросов не требуется. В соответствии с [3], на ВЛ-35кВ применяются подвесные изоляторы. На промежуточных опорах изоляторы собираются в поддерживающие гирлянды, а на анкерных - в натяжные. Выбор типа изоляторов, по [8], для поддерживающих гирлянд при наибольшей нагрузке определяется по формуле:

, (4.25)

где Р - электромеханическая разрушающая нагрузка изолятора, даН;

р₇- суммарная нагрузка от собственной массы провода и давления ветра на провод, покрытый гололедом, даН/м, равная:

,даН/м, (4.26)

(даН/м).

где l_вес - весовой пролет (соответствующий расстоянию между низшими точками кривых провисания провода в пролетах, примыкающих к данной опоре, принят равным длине пролета), м;

G_г - вес гирлянды, даН.

Так как точный вес гирлянды до выбора типа изолятора неизвестен, то по [8] можно подставить среднее значение, известной из практики: для линий 35кВ - 40 даН.

даН.

Выбираем изолятор ПС70.

Выбор типа изоляторов, по [8], для натяжных гирлянд, воспринимающих нагрузку от тяжения провода и собственного веса гирлянды, при наибольшей нагрузке определяется по формуле:

, (4.27)

где s_г - напряжение в проводе при наибольшей нагрузке (s_г,=s₃ =11, данН/мм²), даН/мм².

, даН.

Выбираем изолятор ПС70.

Определим количество изоляторов в гирлянде по формуле из [3]:

, (4.28)

Гдеm - число изоляторов в гирлянде, шт;

L_и - длина пути утечки одного изолятора по стандарту или техническим условиям (для ПС70 L_и=320 мм);

L - длина пути утечки изоляционной конструкции, по [3] для стекла определяется по формуле:

, см, (4.29)

Где л_э - удельная эффективная длина пути утечки, см/кВ, зависящая от степени загрязнения района. По п. 1.9.29 [3] определяем, что проектируемые линии проходят в районе с 1-й СЗ. По таблице 1.9.1 [3]принимаем л_э =1,9 см/кВ;

U - наибольшее рабочее междуфазное напряжение, кВ (по ГОСТ 721 принимаю 40,5кВ);

k - коэффициент использования длины пути утечки, определяемый по формуле из [3]:

, (4.30)

где k_и - коэффициент использования изолятора, по п. 1.9.45 и таблице 1.9.20 [3]определяем, для ПС70 k_и =1,15;

k_к - коэффициент использования составной конструкции изолятора, по п. 1.9.49 [3]k_к =1,0.

(см).

В соответствии с п. 1.9.13 [3], на ВЛ напряжением 35-110 кВ количество изоляторов в натяжных гирляндах всех типов следует увеличивать на 1 изолятор в каждой гирлянде.



Сведем полученные данные по опорам и изоляторам в таблице 4.2

Таблица 4.2 - Данные по опорам и изоляторам

Тип опоры	Тип изолятора	Количество изоляторов в гирлянде
Промежуточная одноцепная, П35-1	ПС70	3
Анкерная одноцепная, У35-1	ПС70	4



5. Выбор и обоснование однолинейной схемы

Выбор однолинейной схемы произведен в соответствии с [10]. При четырех присоединениях (два трансформатора и две линии) проходная подстанция может иметь следующие виды схем РУ ВН:

- четырехугольник (схема 7 по [10]) (см. рисунок 5.1);

- мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий (схема 5Н по [10]) (см. рисунок 5.2);

- мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов (схема 5АН по [10]) (см. рисунок 5.3).

Рисунок 5.1 Четырехугольник

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

Рисунок 5.3 Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов



Схема четырехугольника применяется в том случае, если по условиям надежности электроснабжения потребителей или сохранения транзита мощности через ПС к схеме РУ предъявляются требования о недопустимости отключения присоединений при отключении выключателя присоединений по любой причине, кроме повреждения присоединения. Так как потребители проектируемого района относятся ко второй и третьей категории надежности и данная схема содержит на один выключатель больше, чем другие из рассматриваемых, то в дальнейшем схему упустим.

Схемы мостика применяются, если допускается отключение присоединения при отключении выключателя на длительное время. Схема мостика с выключателями в цепях линий обеспечивает сохранение в работе двух трансформаторов и, соответственно, всех потребителей, питающихся от данной ПС, при КЗ на линии. Схема мостика с выключателями в цепях трансформаторов обеспечивает сохранение транзита мощности при повреждении трансформаторов. Ввиду того, что транзит мощности является для проектируемой ПС более важным аспектом, чем сохранение электроснабжения потребителей, то выбираем схему мостика с выключателями в цепях трансформаторов. Необходимость установки ремонтной перемычки определяется возможностью отключения одного из трансформаторов на время ремонта выключателя: если такое отключение по условиям электроснабжения потребителей возможно - перемычка не устанавливается. Исходя из того, что питаемые потребители относятся ко II и III категории надежности электроснабжения, ремонтную перемычку не устанавливаем.

В соответствии с [10], для РУ НН применена схема №10-1 - две секционированные выключателем системы шин.



6. Расчет токов короткого замыкания. Выбор токоведущих частей и коммутационной аппаратуры

Расчет ТКЗ произведем для нормального и аварийного режимов по [13]. В нормальном режиме трансформаторы работают раздельно, т.е. секционный выключатель 10 кВ отключен. В аварийном режиме, при отключении одного из трансформаторов, секционный выключатель 10 кВ включен. При расчете учтем наличие устройств регулирования напряжения под нагрузкой трансформаторов (РПН). В целях облегчения расчета, не будем учитывать РПН трансформаторов ПС «Великое». Таким образом, рассмотрим 4 режима:

– нормальный (РПН мах);

– нормальный (РПН мin);

– аварийный (РПН мах);

– аварийный (РПН мin).

Ток трехфазного короткого замыкания на шинах подстанции «Царева» составляет 2,14 кА, однофазного - 2,8 кА. Параметры трансформаторов, установленных на ПС «Мосеево» и ПС «Великое», приведены в

таблице 6.1.

Таблица 6.1- Параметры силовых трансформаторов

Обозначение параметра	Значение параметра
	ПС Мосеево	ПС Великое
Марка трансформатора	ТМН-1000/35	ТМН-1600/35
Uк, %	6,5	6,5
?Рхх, кВт	2,1	2,9
?Рк, кВт	11,6	16,5
Iк, %	1,4	1,3
Пределы регулирования напряжения, %	±4х1,25	±4х2,5



6.1 Составление расчетной схемы

Под расчетной схемой установки понимают упрощенную однолинейную схему электроустановки с указанием всех элементов, параметры которых которые влияют на токи КЗ. Расчетная схема представлена на рисунке 6.1.

Рисунок 6.1 Расчетная схема

6.2 Составление схем замещения

Схемы замещения для нормального и аварийного режимов представлены на рисунке 6.2 и рисунке 6.3.Сопротивления трансформаторов, указанные в скобках, относятся к режиму РПН min.Выполним расчет параметров схемы замещения. Расчет произведем в именованных единицах.

Рисунок 6.2 Схема замещения для нормального режима

Рисунок 6.3 Схема замещения для аварийного режима

Параметры всех элементов схемы замещения приводим к стороне 10,5кВ. При расчетах примем ряд допущений согласно [13]: пренебрежение активными сопротивлениями элементов схемы, если у них R/X ? 1/3; приближенный учет нагрузки эквивалентным постоянным сопротивлением, зависящим от ее состава. Соотношение R/X ? 1/3 выполняется для трансформаторов, поэтому при расчете учтем только их индуктивное сопротивление.

Сопротивление системы по формуле из [13]:

, Ом, (6.1)

где - среднее номинальное напряжение сети, кВ. По [13] кВ.

- ток короткого замыкания на шинах питающей ПС, кА.

- коэффициент трансформации,.

(Ом).

Э.д.с. системы:

, (6.2)

(кВ).

Индуктивное сопротивление трансформатора на ПС «Мосеево» рассчитаем с учетом РПН: изменяется напряжение короткого замыканияU_ки напряжение обмоток. Найдем максимальное и минимальное напряжение на обмотках ВН с учетом РПН:

, кВ. (6.3)

(кВ),

(кВ).

В соответствии ГОСТ 29322-92, наибольшее напряжение для сети 35 кВ равно 38,5 кВ. Это значение (38,5 кВ) примем для дальнейшего расчета.

, Ом. (6.4)

При РПН мах:

При РПН мin:

Сопротивление трансформаторов на ПС «Великое» с учетом того, что они подключены на обобщенную нагрузку:

Сопротивления линий 35 кВ рассчитаны в п. 4.2. Приведем их к выбранной ступени напряжения:

Ввиду отсутствия достоверных данных о составе потребителей ПС «Великое», в соответствии с [13] подпитку токов КЗ от этой ПС учтем в виде обобщенных нагрузок. По табл. 5.1 и 5.3 [13] определим параметры узла обобщенной нагрузки:

, кВ. (6.5)

, Ом. (6.6)

(кВ).

Сопротивления линий 10 кВ рассчитаны в п. 9.1:

Потребителей 10 кВ, питающихся от проектируемой ПС, учтем в виде обобщенных нагрузок. При расчете следует пренебречь нагрузками фидера №3 и №4, так как нагрузка невелика и отсутствуют мощные двигатели. По табл. 5.1 и 5.3 [13] определим параметры узлов обобщенных нагрузок по формулам (6.5) и (6.6):

(кВ).

(кВ).

(кВ).

6.3 Расчет ТКЗ

Для расчета токов короткого замыкания преобразуем схему замещения к такому виду, чтобы между точкой КЗ и суммарной ЭДС было только одно сопротивление. Далее находим начальное значение периодической слагающей трехфазного тока КЗ по формуле:

,кА, (6.7)

где E - суммарная ЭДС;

z- суммарноe сопротивление до точки КЗ.

Далее находим значение ударного тока короткого замыкания для максимального режима по формуле:

, кА, (6.8)

где К_у - ударный коэффициент:



, (6.9)

где Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания:

, с. (6.10)

Для определения чувствительности релейной защиты находим ток двухфазного КЗ в нормальном режиме по формуле:

, кА. (6.11)

Преобразуем схему замещения для расчета ТКЗ в точке К1 (нормальный режим, РПН мах) с помощью основных формул преобразования (табл. 3.2 [13]).

Схема замещения после преобразований:

Рисунок 6.4 Схема замещения для расчета ТКЗ в точке К1 (нормальный режим, РПН мах)

Находим начальное значение периодической слагающей тока КЗ по формуле (6.7):

Постоянная времени затухания и ударный коэффициент равны:



Ударный ток:

Ток двухфазного КЗ:

Рассчитаем ТКЗ в точке К1 (нормальный режим, РПН мin). Изменения коснутся только индуктивного сопротивления трансформатора. Схема замещения изображена на рис. 6.5. Расчет параметров выполнен с помощью ЭВМ.

Рисунок 6.5 Схема замещения для расчета ТКЗ в точке К1 (нормальный режим, РПН мin)

Находим начальное значение периодической слагающей тока КЗ по формуле:



Постоянная времени затухания и ударный коэффициент равны:

Ударный ток:

Ток двухфазного КЗ:

Рассчитаем ТКЗ в точке К1 (аварийный режим, РПН мах). Схема замещения изображена на рис. 6.6. Расчет параметров выполнен с помощью ЭВМ.

Рисунок 6.6 Схема замещения для расчета ТКЗ в точке К1 (аварийный режим, РПН мах)

Находим начальное значение периодической слагающей тока КЗ по формуле:



Постоянная времени затухания и ударный коэффициент равны:

Ударный ток:

Ток двухфазного КЗ:

Рассчитаем ТКЗ в точке К1 (аварийный режим, РПН мin). Схема замещения изображена на рисунке 6.7. Расчет параметров выполнен с помощью ЭВМ.

Рисунок 6.7 Схема замещения для расчета ТКЗ в точке К1 (аварийный режим, РПН мin)



Находим начальное значение периодической слагающей тока КЗ по формуле:

Постоянная времени затухания и ударный коэффициент равны:

Ударный ток:

Ток двухфазного КЗ:

Расчет ТКЗ для остальных точек аналогичен и сведен в таблице6.2, 6.3. Значения токов в таблице 6.2 и таблице6.3 приведены к своим ступеням.

Для выбора режима работы нейтрали трансформаторов (заземлена или разземлена) необходимо произвести расчет токов однофазного КЗ. Рассчитаем возможное значение тока однофазного КЗ на шинах ВН проектируемой подстанции. В сетях 35 кВ с целью уменьшения значений токов однофазных КЗ часть нейтралей трансформаторов разземляют.

Обычно при коротких замыканиях в основных цепях электроэнергетических цепях систем результирующее эквивалентное индуктивное сопротивление расчетной схемы относительно точки КЗзначительно превышает результирующее активное сопротивление (в 10 и более раз), поэтому расчет периодической составляющей тока при несимметричных КЗ допускается производить, не учитывая активные сопротивления различных элементов расчетной схемы.

последовательностей относительно точки несимметричного КЗ.

Модуль полного тока поврежденной фазы в месте однофазного КЗ связан с модулем соответствующего тока прямой последовательности следующим соотношением:

Схема замещения нулевой последовательности, составленная для расчета тока однофазного КЗ в точке К1, представлена на рис. 6.8. При расчете все сопротивления и ЭДС приведем к стороне 35 кВ.

Рисунок 6.8 Схема замещения нулевой последовательности

Схема замещения обратной последовательности аналогична схеме замещения прямой последовательности. Сопротивления элементов схемы замещения обратной последовательности равны сопротивлениям схемы замещения прямой последовательности.

Примем, что нейтрали силовых трансформаторов подстанции «Мосеево» заземлены. Если после расчета будет выполняться условие , то необходимо будет разземлять нейтрали и делать перерасчет. Ввиду отсутствия данных о режимах заземления нейтралей силовых трансформаторов на ПС «Великое» примем, что нейтрали этих трансформаторов заземлены. Схемы соединения обмоток силовых трансформаторов - Y/Д.

Сопротивление нулевой последовательности системы определим по следующей формуле:

Сопротивления нулевой последовательности силовых трансформаторов принимаем равными сопротивлениям прямой последовательности [2].

Сопротивления нулевой последовательности воздушных линий 35 кВ с учетом того, что они выполнены с заземленными стальными тросами, можно принять равными по [2]:

, Ом

С учетом этого, сопротивления нулевой последовательности воздушных линий:

Результирующее индуктивное сопротивление прямой последовательности определяется в соответствии со схемами замещения прямой последовательности, изображенными на рис. 6.2 и 6.3.



Результирующее индуктивное сопротивление нулевой последовательности:

Ток однофазногоКЗ в точке К1 в нормальном режиме (РПН мах):

Ток однофазного КЗ в точке К1 в нормальном режиме (РПН мin):

Ток однофазного КЗ в точке К1 в аварийном режиме (РПН мах):

Ток однофазного КЗ в точке К1 в аварийном режиме (РПН мin):

Таблица 6.2 - Результаты расчета ТКЗ для нормального режима

Точка КЗ	РПН мах	РПН min
	I(3)к , кА	I(2)к , кА	I(1)к , кА	Та, с	iуд, кА	I(3)к , кА	I(2)к , кА	I(1)к , кА	Та, с	iуд, кА
К1	2,57	2,22	2,21	0,023	5,86	2,64	2,29	2,42	0,022	6,07
К2	2,19	1,89	-	0,044	5,55	3,15	2,72	-	0,033	7,55
К3	1,4	1,21	-	0,008	2,17	2,05	1,77	-	0,0078	3,17
К4	1,39	1,2	-	0,0082	2,15	1,95	1,68	-	0,008	3,02
К5	1,32	1,14	-	0,0082	2,04	1,87	1,62	-	0,008	2,9
К5	1,28	1,108	-	0,006	1,81	1,39	1,2	-	0,0055	2,15



Таблица 6.3 - Результаты расчета ТКЗ для аварийного режима

Точка КЗ	РПН мах	РПН min
	I(3)к , кА	I(2)к , кА	I(1)к , кА	Та, с	iуд, кА	I(3)к , кА	I(2)к , кА	I(1)к , кА	Та, с	iуд, кА
К1	2,65	2,29	1,99	0,026	6,18	2,745	2,37	2,16	0,025	6,45
К2	2,49	2,15	-	0,047	5,72	3,45	2,94	-	0,035	8,48
К3	1,47	1,27	-	0,01	2,27	2,18	1,88	-	0,0095	3,38
К4	1,42	1,23	-	0,0094	2,2	2,06	1,78	-	0,009	3,2
К5	1,35	1,17	-	0,0093	2,09	1,96	1,69	-	0,009	2,61
К5	1,31	1,134	-	0,007	2,03	1,43	1,238	-	0,0066	2,21

Ток трехфазного КЗ в точке К1 больше тока однофазного КЗ в соответствующей точке, т.е. для всех режимов работы - нейтрали трансформаторов ПС «Мосеево» заземляем. Анализируя полученные данные, делаем вывод, что для дальнейших расчетов выберем два режима: аварийный режим РПН min (для проверки оборудования и расчета уставок РЗ) и нормальный режим РПН мах (для проверки чувствительности РЗ).

6.4Расчет токов замыканий на землю

Работа электрических сетей 2-35 кВ может предусматриваться как с изолированной нейтралью, так и с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор или резистор ( п. 1.2.16 [3]).

Компенсация емкостного тока замыкания на землю должна применяться при значениях этого тока в нормальных режимах в сетях напряжением 3-20 кВ, имеющих железобетонные и металлические опоры на воздушных линиях электропередачи, и во всех сетях напряжением 35 кВ - более 10 А [3].

Для практического расчета тока однофазного замыкания на землю воздушных и кабельных линий используем упрощенные формулы из [2]:



, А, (6.14)

, А, (6.15)

где U_ном - номинальное напряжение сети, кВ;

L_в - общая протяженность воздушных линий сети, км;

L_к - общая протяженность кабельных линий, км.

Определяем ток однофазного замыкания на землю для отходящих линий в нормальном режиме работы, когда секционные выключатели отключены.

Для отходящих воздушных линий 10 кВI секции шин:

(А).

Для отходящих воздушных линий II секции шин10 кВ:

(А).

Полученные значения токов замыкания на землю менее 10 А, поэтому компенсация дугогасящими реакторами не требуется.

6.5 Выбор защитной и коммутационной аппаратуры

Электрооборудование выбирается по параметрам продолжительных режимов - нормальный, послеаварийный, ремонтный режим. Проверяется электрооборудование по параметрам кратковременных режимов (аварийных), определяющим из которых является режим короткого замыкания. По режиму короткого замыкания электрооборудование проверяется на электродинамическую и термическую стойкость, а коммутационные аппараты- также на коммутационную способность.

6.5.1 Выбор выключателей и разъединителей

Оборудование (выключатели, разъединители) и ошиновка в цепи трансформаторов выбираются с учетом установки в перспективе следующего по шкале мощности трансформатора (в нашем случае 1,6 МВ·А) [1]. Секционный выключатель выбираем по сумме транзитной мощности и мощности одного трансформатора, устанавливаемого в перспективе. Выбор выключателей произведем по следующим параметрам [11]:

- по напряжению установки:

,В, (6.16)

где - номинальное напряжение выключателя, кВ;

- номинальное напряжение сети, кВ.

- по длительному току:

,А, (6.17)

где - номинальный ток выключателя, А;

- номинальный ток, протекающий через выключатель, А.

- по максимальному току:

, А, (6.18)

где - номинальный ток выключателя, А;

- максимальный ток, протекающий через выключатель, А.

Проверку выключателей произведем по следующим параметрам [11]:

- по начальному значению периодической составляющей тока КЗ (по отключающей способности):

,кА, (6.19)

где - номинальный ток отключения выключателя, кА;

- начальное значение периодической составляющей тока КЗ, кА.

- по возможности отключения апериодической составляющей тока КЗ:

, кА, (6.20)

где - относительное содержание апериодической составляющей в токе отключения,

- ударный ток КЗ, кА.

- на электродинамическую стойкость:

,кА, (6.21)

где - амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ, кА;

- на термическую стойкость:

,кА²·с, (6.22)

где - предельный ток термической стойкости, кА;

- длительность протекания тока термической стойкости, с;

- тепловой импульс, кА²·с;

- постоянная времени затухания апериодической слагающей тока КЗ,с ;

- время отключения КЗ, с, равное:

, с, (6.23)

где - время работы релейной защиты, с (так как линии 35кВ с односторонним питанием, то по [1] на них устанавливается набор КСЗ: дистанционная и токовая направленная защита, для которых время работы можно принять равным 1 с);

- время отключения выключателя, с, по каталогу завода изготовителя =0,04 с;

Выбор и проверка разъединителей, по[2], производится по тем же параметрам, что и выключателей.

Для вывода в ремонт оборудования и обеспечения видимого разрыва, устанавливаются разъединители РГЗ-35 с одним или двумя заземляющими ножами. Выбор и проверка выключателей и разъединителей приведены в таблице 6.4.

Таблица 6.4 - Параметры аппаратуры на стороне 35 кВ

Условия выбора	Численные значения	Тип оборудования
		РГЗ-35/630 УХЛ1	ВТ-35-630-12,5/630
		IНОМ=630кА	IНОМ=630кА
		-	IОТКЛ=12,5кА
		iДИН=40кА	iДИН=31кА
		I2·t=768кА2·с	I2·t=792кА2·с



На стороне 10 кВ в соответствии с [1], должны использоваться вакуумные выключатели. Выбор и проверка выключателей 10 кВ производится по тем же условиям, что и для выключателей 35кВ. Выбор выключателей и разъединителей сведен в таблице 6.5. Для подключения ТСН по [1] можно использовать как выключатели, так и предохранители.

На стороне 10 кВ устанавливаются вакуумные выключатели BB/TEL-10-12,5/800 У2 в ячейках КРУН-10.Время отключения составляет не более 0,025 с.

Таблица 6.5 - Параметры аппаратуры на стороне 10 кВ

Условия выбора	Численные значения	Тип оборудования
		РВЗ-10/630 УХЛ2	ВВ/TEL-10-12,5/630-У2
	Uсети=10кВ	Uсети=10кВ	Uсети=10кВ
	IРАБ,max=402,5кА	IНОМ=630кА
	IК=9,9кА	-	IОТКЛ=12,5кА
	IУД=15,8кА	iДИН=20кА	iДИН=32кА
	ВК=227,7кА2·с	I2·t=кА2·с	I2·t=468,7кА2·с

6.5.2 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Выбор трансформаторов осуществляется:

- по напряжению установки U_УСТ ? U_НОМ;

- по току I_Р,MAX? I_1,НОМ;

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.

- по конструкции и классу точности ;

- по электродинамической стойкости: i_УД ? i_ДИН;

- по термической стойкости: B_К ? I_ТЕРМ²t_ТЕРМ ;

На стороне 35 кВ устанавливаем трансформаторы тока встроенные в силовой трансформатор и в вакуумных выключателях. Расчётные данные для выбора и каталожные данные трансформаторов приведены в табл. 6.6.

Таблица 6.6 - Выбор трансформаторов тока на стороне 35кВ

Условия Выбора	Численное значение	На выключатели	встроенный в силовой тр-р
		ТВ-35-У1-100/5	ТВТ-35-III-00/5
UНОМ UСЕТИ	UСЕТИ=35 кВ	Uном=35 кВ	Uном=35 кВ
IНОМ IРАБ,MAX	IРАБ,MAX = 65,4 А	Iном =100 А	Iном =600 А
IДИН iУД	IУД = 6,14кА	iдин=15,839 кА	iдин=169,7 кА
I2tBК	BК = 2,17 кА2 ·с	I2t=675 кА2?с	I2t = 846 МА2?с

При расчете вводных и секционного выключателя 10 кВ максимальный ток рассчитан для режима отключения одного из трансформаторов.

Расчётные и каталожные данные для трансформаторов тока ТОЛ-СЭЩ-10, устанавливаемых в ячейках КРУН-10 кВ, сведены в табл. 6.7.

Таблица 6.7 - Выбор трансформаторов тока на стороне 10 кВ

Условия выбора	ВВ-10 кВ	СВ-10 кВ
	расчетное	ТОЛ-СЭЩ-10	расчетное	ТОЛ-СЭЩ-10
Uном Uсети	Uсети =10 кВ	Uном=10 кВ	Uсети =10 кВ	Uном=10 кВ
Iном Iраб,max	Iраб,max=191 А	Iном =200 А	Iраб,max=110 А	Iном =200 А
iдинiуд	iуд= 8,48 кА	iдин=40 кА	iуд= 8,48 кА	iдин=40 кА
I2tBк	Bк=8,33 кА2с	I2t=400 кА2с	Bк=8,33 кА2с	I2t=400 кА2с
Условия выбора	Фидер №1-5	ТСН
	расчетное	ТОЛ-СЭЩ-10	расчетное	ТОЛ-СЭЩ-10
Uном Uсети	Uсети =10 кВ	Uном=10 кВ	Uсети =10 кВ	Uном=10 кВ
Iном Iраб,max	Iраб,max=14,5 А	Iном =50 А	Iраб,max=8,09 А	Iном =20 А
iдинiуд	iуд= 8,48 кА	iдин=12,5 кА	iуд= 8,48 кА	iдин=10 кА
I2tBк	Bк=8,33 кА2с	I2t=25 кА2с	Bк=8,33 кА2с	I2t=16 кА2с



6.5.3 Выбор трансформаторов напряжения

Условие выбора трансформатора напряжения (ТН):

U_ном U_сети ,кВ.

Проверку ТН необходимо производить по вторичной нагрузке. Идеальный режим работы ТН - режим холостого хода (ХХ). Класс точности, указанный для конкретной обмотки, говорит о том, что ТН работает в данном классе при нагрузке, не большей номинальной. При увеличении нагрузки ТН уходит из данного класса точности, но продолжает работать без каких-либо последствий для него. В соответствии с [10], нагрузка на обмотки ТН не должна превышать допустимую. ТН должны иметь отдельную обмотку для подключения средств АИИС КУЭ, класс точности - не хуже 0,5.

На стороне 35 кВ и 10 кВ устанавливаем трансформаторы типа НАМИ. Благодаря антирезонансным свойствам, НАМИ имеет повышенную надежность и устойчивость к перемежающимся дуговым замыканиям сети на землю. Для обеспечения своей устойчивости он не требует принятия каких-либо дополнительных мер со стороны потребителя. Выбор трансформаторов напряжения (ТН) представлен в таблице 6.8.

На стороне 35кВ выбираются трансформаторы напряжения НАМИ-35 У1. В соответствии с [10], ТН при схеме «мостик» подключаются в узлы, к которым подключена ремонтная перемычка.

На стороне 10 кВ устанавливаем трансформаторы типа НАМИ-10.Подключаются ТН-10 кВ к шинам через предохранители:

ПКТ-104-10-200-12.5У3: U_ном=10кВ, I_{ном пр.=}50 А, I_{откл.ном}=12,5 кА.

Выбранные ТН имеют четыре обмотки: одна первичная и три вторичных. Вторичная №1 (звезда) - для АИИС КУЭ, №2 (звезда) - для РЗ, №3 (дополнительная, разомкнутый треугольник) - для РЗ и контроля целостности цепей напряжения (35кВ) и контроля изоляции в сети 10 кВ.

Выбор трансформаторов напряжения представлен в таблице 6.8.

Таблица 6.8 - Параметры трансформаторов напряжения

Тип ТН	UНОМ, кВ	Uном.1, В	Uном.2, В	Uном.3, В	Uном. доп, В	Sном2, В•А (0,5)	Sном3, В•А (3)	Sном.доп, В•А (3)
НАМИ-35 У1	35	35000/	100/	100/	100/3	200	400	100
НАМИ-10	10	10000	100	100	100/3	200	600	30

6.5.4 Выбор ограничителей перенапряжения

Условие выбора ограничителей перенапряжения:

U_ном =U_сети ,кВ.

Технические характеристики выбранных ОПН см. таблице 6.9.

Таблица 6.9 - Параметры и технические данные ограничителей перенапряжения

Тип ОПН	ОПН-РК/TEL-35/40,5УХЛ1	ОПН -КР/TEL-10/10,5- УХЛ1
Класс напряжения сети	Uном =35кВ	Uном =10кВ
Наибольшее рабочее длительно допустимое напряжение	Uдлит.доп=40,5кВ	Uдлит.доп=10,5кВ
Номинальный разрядный ток, при импульсе 8/20мкс	Iном.разр=10кА	Iном.разр=10кА
Максимальная амплитуда импульса тока 4/10мкс	Iампл=400кА	Iампл=100кА

6.5.5 Выбор оборудования, установленного в нейтрали трансформаторов

В соответствии с [1], нейтрали трансформаторов 35кВ, которые в процессе эксплуатации могут быть изолированы от земли, должны быть защищены ограничителями перенапряжения.

В нейтрали силовых трансформаторов устанавливаются:

1.Ограничительперенапряжения:ОПН- 35/38,5 и OПН- 10/10,5;

2.Заземляющий разъединитель марки РНДЗ-35 У1;

6.5.6 Выбор изоляторов

Так как в РУ всех напряжений предполагается жёсткая ошиновка, то жёсткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям [2]:

-по номинальному напряжению:

U_уст ? U_ном, В

-по допустимой нагрузке:

F_расч? F_доп, Н,

где F_доп - допустимая нагрузка на головку изолятора.

F_доп= 0,6F_{разр ,}Н,

где F_разр - разрушающая нагрузка на изгиб.

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

F_расч= , Н,

где i_уд - ударный ток, А;

l - длина пролёта между изоляторами, м;

a-расстояние между фаз, м.

На стороне 35кВ устанавливаем фарфоровые опорно-стержневые изоляторы типа ИОС-35-500-01 УХЛ1: F_разр = 5кН, тогда F_доп= 2кН.

Длина пролёта lпринимаем 5м, междуфазное расстояние a= 2м.

F_расч=(Н).

Таким образомF_расч<F_доп.

На стороне 10кВ устанавливаем фарфоровые опорные изоляторы типа ИО-10-2000 У3:F_разр = 2000Н, тогда F_доп= 1200Н.

Длина пролёта lпринимаем 2м, междуфазное расстояние a= 0,7м.