Содержание
ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………...……………….8
1 ОБЩая характеристика подстанции…………………………….…………....11
1.1 Присоединение подстанции к системе………………………………………....…..…….11
1.2 Параметры отходящих линий 35 и 10 кВ……………………………………..………….12
1.3 Расчетные климатические и геологические условия………………………...……...…..12
1.4 Организация диспетчерско-технологического управления
и средств связи…………………………………………………..………………………...........12
2 РАСЧЕТ МОЩНОСТИ И ВЫБОР ГЛАВНЫХ ПОНИЖАЮЩИХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ………………………………………………...……………..…….…13
2.1 Построение суточного графика нагрузок…………………………………………….….13
2.2 Построение годового графика нагрузок…………………………………………….…...13
2.3 Расчет средней нагрузки и коэффициента заполнения графика………………….……13
2.4 Выбор силовых трансформаторов………………………………………………….……14
2.5 Технико-экономический расчёт трансформаторов………………………………….….15
3 Расчет токов короткого замыкания…………………………………………17
3.1 Расчетная схема электроустановки………………………………………………...……17
3.2 Эквивалентная схема замещения……………………….....…………………………….18
3.3 Расчет токов короткого замыкания……………………………………………………..22
3.4 Расчет токов замыкания на землю…………………….…………………………………23
3.5 Выбор мощности дугогасящих реакторов и трансформаторов
для их подключения………………………….………………………………………………..25
3.6 Компенсация реактивной мощности…………………………………………………….26
4 Выбор защитной И коммутационной аппаратуры…………....……....29
4.1 Основные электротехнические решения……………………………………….………..29
4.2 Выбор выключателей и разъединителей……………………………………….………..31
4.3 Выбор трансформаторов тока…………………………………………………..…...…..34
4.4 Выбор трансформаторов напряжения…………………………………………..…...….39
4.5 Выбор ограничителей перенапряжения…………………………………………….…...39
4.6 Выбор оборудования установленного в нейтрали трансформаторов…………………40
4.7 Выбор изоляторов………………………………………………………………………...40
4.8 Выбор шин ………………………...…………………………..………………..…………42
4.9 Выбор кабелей и токопроводов…………………………………..………………………47
4.10 Расчет устройства молниезащиты………………………………..………………..……51
4.11 Расчет заземляющего устройства…………………………………..…………………...52
5 СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫПОДСТАНЦИИ…………………………..………………….56
5.1 Обеспечение собственных нужд переменного и постоянного тока……………..….…56
5.2 Выбор элементов схемы электроснабжения………………………………………...…..57
6 учёт электроэнергии……………………………………………………..………....59
6.1 Организация АИИС………………………………………………………...…….……….59
6.2 Техническое обеспечение АИИС…………………………………………………….…...60
6.3 Защита от несанкционированного доступа………………………………………………61
7 РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ……………………….…...………………..………….62
7.1 Выбор и обоснование средств цифровой релейной защиты………………..……….…62
7.2 Реализация реелйной защиты подстанции…………………………………...……….…64
7.3 Расчет релейной защиты отходящих линий…………………………………...…….…..67
7.4 Расчет защиты силовых трансформаторов…………………………………………….…71
7.4.1 Дифференциальная защита трансформаторов…………………………………………71 7.4.2 Защита от перегрузки……………………………………………………………………75
7.4.3 Газовая защита трансформатора………………………………………………………..76
7.4.4 Максимальная токовая защита………………………………………………………….76
7.5 Расчет устройств автоматики, устанавливаемых на подстанции……………………...77
7.5.1 Расчет устройства автоматического повторного включения линии 35 кВ с односторонним питанием ………………………………………………………………….….77
7.5.2 Автоматическое включение резерва…………………………………………………..78
8 ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ….………………………………….81
8.1 Оценка затрат на проведение работ…..…………………….…………………….……....81
8.1.1 Пересчет сметы затрат в цены 2010 года…………………..…………………………..81
8.1.2 Составление сметы затрат на демонтаж электрооборудования………………..….….90
8.1.3 Составление сметы затрат на пуско-наладочные работы………………………..……91
8.2 Оценка целесообразности реконструкции…………………………………….………....91
9 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА……………………………..…….98
9.1 Вводная часть..……………………………………………………………………..………98
9.2 Пожарная безопасность на подстанции……………….…………………………..……..99
9.3 Защита от возможных чрезвычайных ситуаций ………………………………………102
9.4 Проектирование освещения ОПУ…………………………………………………….…104
Список использованных источников…………….……………….…………..108
Приложение А……………………………………………………………...……………...110
Приложение Б…………………………………………………………………….……….112
Приложение В…………………………………………………………………………..…113
Приложение Г…………………………………………………………………………..…122
Приложение Д………………………………………………………………………..……128
Приложение Е………………………………………………………………………..……129
Приложение Ж…………………………………………………………………………….131
Приложение И…………………………………………………….……………………….133
Приложение К……………………………………………………….…………………….136
Приложение Л……………………………………………………………………………..137
ВВЕДЕНИЕ
Рациональное проектирование сетевых электрических подстанций всех типов и категорий и, в частности, рациональное и экономичное построение главных электрических схем, выбор параметров оборудования и аппаратуры, а также оптимальная их расстановка представляет собой сложную и ответственную задачу.
Энергоснабжающие организации постоянно проводят технические мероприятия по повышению надежности работы оборудования и уменьшению аварийности по следующим направлениям: совершенствование схем электроснабжения, сокращение протяженности линий распределительных сетей 10 кВ и 35 кВ, строительство ВЛ для резервирования подстанций.
Шексна является перспективным, стремительно развивающимся поселком городского типа. В связи со строительством нового деревообрабатывающего и трубопрофильного завода, а также школы по последнему слову техники ожидается рост электрических нагрузок. Во внимание также необходимо принять, что существующая подстанция «Шексна» была спроектирована и построена в 1985 году по последнему слову техники с перспективой на 20 лет и максимально приближена к потребителю. Регулярно проводятся выше перечисленные мероприятия по повышению надежности подстанции. Но за 25 лет существования подстанции поселок развивался то есть увеличивался жилой фонд, развивалось частное предпринимательство и просто возростали потребности человека жить хорошо и красиво. Это влечет за собой необходимость реконструкции районной подстанции для снабжения новых потребителей района электроэнергией и восполнения недостатка электроэнергии существующих потребителей.
Подстанция проектируется с учетом рекомендаций ОАО «ФСК ЕЭС» и представляет собой энергообъект нового поколения.
Подстанция нового поколения имеет следующие отличительные признаки:
1) Применение современного электротехнического оборудования;
2) Высокая степень автоматизации технологических процессов с контролем и управлением с удаленных центров управления;
3) Высокий коэффициент полезного использования территории подстанции;
4) Минимальная протяженность кабельных трасс.
Экономическая эффективность подстанций нового поколения обеспечивается:
1) экономией эксплуатационных издержек;
2) уменьшение потребности в земельных ресурсах;
3) повышением надежности электроснабжения потребителей и эксплуатационной надежности.
Применены следующие основные технические решения при проектировании подстанции:
1) современные силовые трансформаторы, имеющие необходимую динамическую стойкость к токам КЗ, оснащены современными высоконадежными вводами, устройствами РПН, встроенными интеллектуальными датчиками и контроллерами, системами предотвращения пожара;
2) выключатели 110 кВ – элегазовые;
3) разъединители – с улучшенной кинематикой и контактной системой, с электродвигательным приводом и подшипниковыми устройствами, горизонтально-поворотного типа, не требующим ремонта в течение всего срока службы;
4) отдельностоящие трансформаторы тока и трансформаторы напряжения с элегазовой изоляцией;
5) взрывобезопасные ОПН, с достаточной энергоемкостью и защитным уровнем;
6) применены управляемые высоковольтные батареи конденсаторов, для компенсации реактивной мощности,
7) все оборудование ПС имеет систему мониторинга, интегрированную в АСУ ТП и включающую подсистемы диагностики его технического состояния;
8) собственные нужды подстанции имеют питание от трех источников: 2 ТСН и ШОТ, для надежного обеспечения системы оперативного постоянного тока;
9) при потере цепей подзарядки аккумуляторных батарей ШОТ обеспечивает питание оперативных цепей в течение времени, необходимого для ликвидации аварии;
10) силовые и контрольные кабели соответствуют условию невозгораемости, с индексом НГ;
11) устройства РЗА обеспечивают селективное отключение КЗ в любой точке с минимальной выдержкой времени;
12) предотвращают нарушение устойчивости работы сети в аварийных и послеаварийных режимах
13) не вызывают ограничений работы сети при выводе из работы любого терминала по любой причине;
14) комплекс противоаварийной автоматики обеспечивает контролируемое и эффективное целевое действие по назначению в любой момент времени;
15) система связи обеспечивающая полный контроль и управление с удаленного объекта.
1 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПОДСТАНЦИИ
1.1 Присоединение подстанции к системе
Проектируемая подстанция - районная понизительная. Подстанция включена в рассечку воздушной линии напряжением 110 кВ Шексна-1, Шексна-2 – Тяговая-1, Тяговая-2, Дорожная, Кипелово. Согласно [7], такая подстанция считается узловой. Подстанция и отходящие от неё линии 110 кВ находятся на балансе энергоснабжающей организации. Все отходящие линии 10 и 35 кВ находятся на балансе потребителя.
Схемное решение для узловой подстанции на стороне высшего напряжения – схема с двумя системами шин и обходной с обходным и шиносоединительным выключателями. Эта схема обеспечивает поочерёдный ремонт выключателей без перерыва питания соответствующих присоединений. Схема рекомендуется к применению в РУ 110-220 кВ при числе присоединений от 5 до 15. В нормальном режиме работы обе системы шин являются рабочими. Секционный выключатель в нормальном положении включен, обходной- отключен.
Главная схема электрических соединений представлена на Листе 1. Спецификация оборудования представлена в Приложении А.
На подстанции предусмотрена установка двух трехобмоточных силовых трансформаторов ТДТН 110/35/10 кВ.
На стороне 35 кВ рекомендуется к применению схема с системой шин, секционированной выключателем [13].
На стороне 10 кВ, также, рекомендуется к применению схема с системой шин, секционированной выключателем [13].
Выбор защитной и коммутационной аппаратуры данных классов напряжения см. далее раздел 4.
Защита от грозовых и коммутационных перенапряжений осуществляется с помощью устанавливаемых ОПН. От прямых ударов защита осуществляется отдельностоящими молниеотводами.
1.2 Параметры отходящих линий 35 и 10 кВ
Параметры отходящих линий представлены в Приложении Б.
1.3 Расчетные климатические и геологические условия
Согласно метеорологическим данным и расчетам район климатических условий принят по гололеду II (расчетная толщина стенки гололедного отложения 15 мм), по ветру I (расчетная скорость ветра 25 м/сек), [1].
Расчетный скоростной напор ветра на высоте до 15 м, даН/м2:
- максимальный 40;
- при гололеде 10.
- тип грунта на площадке - суглинок
Нормативная глубина промерзания грунта по площадке ПС – 165 см.
Грунтовые воды по площадке ПС встречены на глубине 0,7-1 м.
Район строительства по пляске проводов 1 (с редкой пляской проводов).
Температура воздуха, 0С:
- максимальная +37;
- минимальная –40;
- среднегодовая +1,2;
- средняя наиболее холодной пятидневки –33.
Число грозовых часов в году - от 20 до 40.
1.4 Организация диспетчерско-технологического управления и средств связи
На проектируемой подстанции применена форма оперативного обслуживания с постоянным дежурным персоналом. ОПУ выполнено модульным комплектным, производства фирмы «Электрощит», г. Самара.
Для диспетчерской и технологической связи на подстанции предусмотрен оптоволоконный канал связи по линиям 110 и высокочастотный канал связи по линиям 35 кВ. Основное электропитание аппаратуры переменным током осуществляется от шин собственных нужд подстанции.
Согласно [2] на подстанциях 110 кВ и выше должна применяться система оперативного постоянного тока напряжением 220 В. Источниками питания системы постоянного оперативного тока являются аккумуляторные батареи закрытого необслуживаемого типа и зарядно-подзарядные устройства, работающие в режиме постоянного подзаряда. Система питания потребителей собственных нужд осуществляется от двух трансформаторов собственных нужд мощностью 160 кВА.
Вся аппаратура связи установлена в здании ОПУ. Так же на подстанции имеется телефонная связь.
Для связи дежурного персонала подстанции с машинами оперативно-выездных бригад предусмотрена радиосвязь. Центральная радиостанция устанавливается на подстанции, а передвижные на машинах оперативных бригад.
2 РАСЧЕТ МОЩНОСТИ И ВЫБОР ГЛАВНЫХ ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
2.1 Построение суточного графика нагрузок
Электрические нагрузки подстанции представлены в виде суточного графика нагрузок изображенного на рисунок 2.1 Приложение В. Этот график построен с использованием данных суточной ведомости нагрузок, путем суммирования нагрузок всех присоединений подстанции. При построении графика нагрузки принято допущение о том, что форма суточного графика зимы и лета не изменяется.
2.2 Построение годового графика нагрузок
Этот график показывает длительность работы электроустановки в течении года с различными нагрузками. Построение годового графика продолжительности нагрузок производится на основании суточного графика. По оси ординат откладываем нагрузки в соответствующем масштабе, по оси абсцисс-часы года от 0 до 8760. График представлен на рисунок 2.2 Приложение В. Данные графика продолжительности нагрузок применяются в расчетах потерь электроэнергии. Площадь, ограниченная кривой графика, численно равна энергии, потребленной электроустановкой за рассматриваемый период, т.е. за год.
2.3 Расчёт средней нагрузки и коэффициента заполнения графика
Среднюю нагрузку определим по данным годового графика:
| Sср=W а.год/8760, кВА, | (2.1) |
где W а.год - потребляемая энергия за год, кВА×ч;
| W а.год = S Si × ti, | (2.2) |
где Si – полная мощность i-й ступени графика, кВА;
ti – продолжительность i-й ступени графика, ч.
Отсюда получаем:
W а.год= 44×2555+39×1460+33×4745=325900×106, кВт×ч;
Sср=325900×106 / 8760 = 37.2, МВ×А.
Коэффициент заполнения графика:
| Кзп= Sср / Smax; | (2.3) |
Кзп =37.2/44 = 0.845.
Время использования максимальной 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.
| Tmax,a=Wa,год/Smax, ч, | (2.4) |
Tmax,a=325900×106/44 = 7406.8, ч.
Число часов потерь электрической энергии определим по формуле [11]:
| t =(0.124+ Tmax,a/10000)2×8760, ч, | (2.5) |
t =(0.124+ 7406.8/10000)2×8760 = 6550, ч.
При определении расчетной мощности подстанции следует учесть мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН), которые обычно присоединяются к сборным шинам НН, а также коэффициент перспективы роста нагрузок на 5-10 лет (К10=1.25).
Расчетная мощность подстанции определим по формуле:
| Sрасч.п/с=(Sрасч+Sсн)×К10, МВ×А, | (2.6) |
где Sрасч = Рср / cos j - расчетная мощность нагрузки подстанции, МВ×А;
Sсн – мощность ТСН, МВ×А.
Предварительно выбираем мощность собственных нужд подстанции по [8], Sсн=400 кВА.
Полная расчётная мощность подстанции будет равна:
| Sрасч.п/с=(Sрасч+Sсн)×К10 =(44+0.8)×1.25= 56, МВА. |
2.3 Выбор силовых трансформаторов
Выбор силовых трансформаторов заключается в определении их числа, типа и номинальной мощности, а также в технико-экономическом обосновании принятого варианта.
Поскольку от подстанции питаются потребители всех категорий и питание от системы имеется только со стороны высшего напряжения, то требуется установка не менее двух трансформаторов.
Рассмотрим установку для двухтрансформаторной подстанции 110/35/10 кВ два варианта трёхфазных трёхобмоточных трансформаторов.
Для двухтрансформаторной подстанции:
Sтр>(0.65-0.7)×Sр = 0.7×56= 39.2, МВА.
1) 2´ТДТН - 40000/110,
2) 2´ТДТН – 63000/110.
Коэффициент загрузки в нормальном режиме:
К(1) п.ав= Sр/2Sном(1)=56/80= 0.7,
К(2) п.ав= Sр/2Sном(3)=56/126 = 0.44.
Проверяем возможность работы в аварийном режиме. Перегрузка трансформатора в аварийном режиме допускается на 40%.
Коэффициент перегрузки в аварийном режиме:
К(1) п.ав= Sр/Sном(1)=56/40= 1.4,
К(2) п.ав= Sр/Sном(2)=56/63 = 0.88<1.4.
Условие выполняются для обоих вариантов. Необходимо произвести технико-экономический расчет для обоих вариантов, для окончательного выбора. Технические данные трансформаторов в таблица 2.2 Приложение В.
2.4 Технико-экономический расчёт трансформаторов
Приведенные затраты для трансформаторов рассчитываем по формуле:
| З=Рн×Кт+И, млн.руб, | (2.7) |
где Рн – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;
Кт – стоимость трансформатора;
И =Иа+ИА- ежегодные эксплуатационные издержки;
Иа =n×Кт×аг – издержки на амортизацию, (аг =0.1);
ИА= в×Агг – издержки из-за потерь электроэнергии;
в =2.86 руб – стоимость одного кВт×ч электроэнергии.
| ∆ Агг= n×∆Px×8760+ ∆ Pк /n× ×[0.6×(Sвн/Sн)2 +0.4×(Scн/Sн) 2+ +0.4×(Sнн/Sн)2] ×tнб, | (2.8) |
∆ Агг= n×∆Px×8760+ ∆ Pк /n× ×[0.6×(Sвн/Sн)2 +0.4×(Scн/Sн) 2 +0.4×(Sнн/Sн) 2]×tнб,
где n – число трансформаторов,
tнб=6550, ч (см. п. 2.3).
Проведём расчёты для обоих вариантов:
1) ∆Атг=2×39×8760+1/2×200× [0.6(22/40)2+0.4(13/25) 2+0.4(9/15) 2]×6550 =967327.3, кВт×ч;
ИА=0.78 × 967327.3 =754515.3, руб,
Иа =2×0.1×14.5=2.9, млн.руб,
З1=0.15×2×14.5+0.754+2.9 = 8.004, млн.руб.
2) ∆Атг=2×53×8760+1/2×290× [0.6(22/63)2+0.4(13/40)2+0.4(9/23)2]×6550 =1096347.3, кВт×ч,
ИА=0.78×1096347.3= 855150.9, руб,
Иа =2×0.1×23 = 4.6, млн.руб,
З2=0.15×2×23+0.855+4.6 = 12.355, млн.руб.
Так как затраты во втором варианте больше, чем затраты в первом варианте, то в этом случае, совершенно очевидно, что ввести в эксплуатацию целесообразно силовые трансформаторы: 2´ТДТН-40000/110/35/10. Мощность обмотки 35 кВ - 15 МВА, мощность обмотки 10 кВ - 25 МВА. Устанавливаем устройство автоматического регулирования напряжения трансформатора (АРНТ).
3 РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Коротким замыканием (КЗ) называют всякое не предусмотренное нормальными условиями работы соединение двух точек электрической цепи (непосредственное или через пренебрежимо малое сопротивление). Причинами КЗ являются механические повреждения изоляции, ее пробой из-за перенапряжения и старения, обрывов, набросов и схлестывания проводов воздушных линий, а также вследствие ошибочного действия персонала.
Вследствие КЗ в цепях возникают опасные для элементов сети токи, которые могут вывести их из строя. Поэтому для обеспечения надежной работы электрической сети, электрооборудования, устройств релейной защиты производится расчет токов КЗ.
Основная цель расчета состоит в определении периодической составляющей тока КЗ для наиболее тяжелого режима работы сети.
При трехфазном КЗ все фазы электрической сети оказываются в одинаковых условиях, поэтому его называют симметричным. Учет апериодической составляющей производят приближенно, допуская при этом, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе.
Расчёт проводится для ожидаемого уровня нагрузок в расчетный период.
Расчёт проводится для выбора и проверки параметров основного силового оборудования, а также для выбора уставок необходимых средств релейной защиты и автоматики.
В соответствии с [4] введём ряд допущений, упрощающих расчёт и не вносящих в него существенных погрешностей:
1. Линейность всех элементов схемы;
2. Приближенный учёт нагрузок;
3. Симметричность всех элементов за исключением мест короткого замыкания;
4. Токи намагничивания трансформаторов не учитываются;
Погрешность расчётов при данных допущениях не превышает 2-5%.
3.1 Расчётная схема электроустановки
Под расчетной схемой электроустановки понимают упрощенную однолинейную схему электроустановки с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на расчет роков КЗ. Расчетная схема представлена на рисунок 3.1 Приложение Г. Параметры отходящих линий см. Приложение Г. Параметры трансформаторов представлены в таблица 2.2 Приложение В.
3.2 Эквивалентная схема замещения
Эквивалентная схема замещения для максимального режима представлена на рисунке 3.2 Приложение Г. Эквивалентная схема замещения для минимального режима представлена на рисунке 3.3 Приложение Г. Расчёт проводится для двух режимов: максимальный и минимальный.
За минимальный режим принимаем режим с нормально отключенными секционными выключателями. За максимальный режим принимаем режим с включенными секционными выключателями.
Выполним расчет параметров схемы замещения. Расчет ведем в относительных единицах.
За базисную мощность принимаем мощность трансформатора:
Sб= Sтр-р = 40, МВ×А.
Определим базисные напряжения и токи ступеней напряжений:
ВН: Uб,I= 115 [кВ];
, кА,
СН: Uб,II= 38.5 [кВ];
, кА,
НН: Uб,III= 11 [кВ];
, кА.
ЭДС системы примем равным единице, тогда:
 ,
| (3.1) |
где 
- ЭДС системы;
| х1 = хс =Sб/Sк , | (3.2) |
где хс- сопротивление системы в относительных единицах;
Sк – мощность короткого замыкания системы:
 , МВ×А,
| (3.3) |
где 
- ток короткого замыкания системы 110 кВ (см. п.1.1);
=3.36 кА- ток короткого замыкания энергосистемы в режиме максимума;
Отсюда, определяем мощность короткого замыкания и сопротивление системы в режиме максимума:
 , МВ×А,
|
 , о.е.,
|
Сопротивление линии определяется по формулам (3.4)-(3.6).
 , о.е.,
| (3.4) |
 , о.е.,
| (3.5) |
 , о.е.
| (3.6) |
где rуд-активное сопротивление линии при +200С, xуд-индуктивное сопротивление прямой последовательности, rуд-активное сопротивление, z-полное сопротивление, l – длина линии, км, для АС-185: rуд = 0.16 Ом/км, худ = 0.4 Ом/км; [4].
Определим сопротивление линии W 28:
, о.е.,
, о.е.,
, о.е.
Активное сопротивление трансформаторов во много раз меньше индуктивного, поэтому в расчете учитываем только индуктивное сопротивление обмоток трансформатора. Согласно [4] в относительных единицах:
 , о.е.,
| (3.7) |
 , о.е.,
| (3.8) |
 , о.е.
| (3.9) |
где Uк – напряжение короткого замыкания обмоток трансформатора, %;
Uном – номинальное напряжение трансформатора, кВ;
Uб,I – базисное напряжение, к которому приводятся сопротивления обмоток высокого, среднего и низшего напряжения, кВ.
Согласно формул (3.7)-(3.9) находим:
индуктивное сопротивление обмоток 110 кВ Т1 и Т2:
 , о.е.,
|
индуктивное сопротивление обмоток 35 кВ:
 , о.е.,
|
индуктивное сопротивление обмоток 10 кВ:
 , о.е.
|
По фидерам ДВП-1, ДВП-2, ДСП-1, ДСП-2, КХП-1, КХП-2, Фин-1, Фин-2 питаются 3 завода легкой промышленности: производство мучных изделий, производство древесных плит. Нагрузкой этих линий в основном являются асинхронные двигатели.
В соответствии с [4] примем параметры такой комплексной нагрузки для этих фидеров:
 ,о.е.,
 , о.е.,
 , о.е.,
 , о.е.
|
Подпитку при коротком замыкании со стороны остальных фидеров 10 кВ не учитываю. Подпитку со стороны 35 кВ также не учитываю. Это связано с характером нагрузки, которая не вносит значительный вклад величину тока короткого замыкания.
Сопротивление и ЭДС компенсирующих установок находиться по формулам (3.10)-(3.11):
 , о.е.,
| (3.10) |
 , о.е.,
| (3.11) |
, о.е.,
, о.е.,
Сопротивление трансформаторов собственных нужд:
 , о.е.,
| (3.12) |
 , о.е.,
| (3.13) |
, о.е.,
. о.е.
Значения сопротивлений отходящих линий W1-W30 находим по формуле (3.4),(3.5), аналогично W1. Результаты расчета сводим в Приложение Г.
3.3 Расчет токов короткого замыкания
Расчет произведен в программе VTK.
Схема замещения системы, её параметры, необходимые для расчётов приведена в Приложении Г.
Расчет проводим для двух режимов: максимальный и минимальный.
В минимальном режиме учтём положение секционных выключателей нормально отключенное.
В максимальном режиме учтём положение секционных выключателей – включено.
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 тока КЗ по формуле:
 , о.е.,
| (3.14) |
где E – суммарная ЭДС;
хS - суммарное сопротивление до точки КЗ.
Значение тока короткого замыкания в именованных единицах:
 , кА,
| (3.15) |
где Iб – базисный ток той ступени напряжения, где происходит КЗ.
Далее находим значение ударного тока короткого замыкания для максимального режима по формуле:
 ,
| (3.16) |
где Ку – ударный коэффициент, для Та = 0.02, выбираем 
из [8].
Для минимального режима ударный ток не рассчитываем, т.к. выбор аппаратуры проверяем по ударному току в максимальном режиме. Для определения чувствительности релейной защиты находим ток двухфазного КЗ в минимальном режиме по формуле:
 ,
| (3.17) |
Для примера определим ток короткого замыкания в точке К28 (см. рисунок 3.4 Приложение Г).
Схема замещения для точки К 28 представлена на рисунке 3.4. Преобразования схемы замещения показаны на рисунке 3.5, рисунке 3.6.
Ток короткого замыкания в относительных единицах:
  , о.е.,
|
Ток короткого замыкания в именованных единицах по формуле (3.15):
 , кА ,
|
Ударный ток находим по формуле (3.16):
 , кА ,
|
ток двухфазного КЗ:
 , кА ,
|
Расчет в остальных точках в минимальном и максимальном режимах производится совершенно аналогично. Результаты расчета, полученные в программе VTK, сведены в Приложение Д.
3.4 Расчет токов замыкания на землю
Расчет токов замыканий на землю в сетях, работающих с изолированной нейтралью [3], производится с целью определения необходимости компенсации ёмкостных токов, путем установки заземляющих дугогасящих реакторов. Согласно [5], компенсация емкостных токов предусматривается в нормальном режиме во всех сетях 35 кВ при емкостном токе замыкания на землю более 10А, в сетях 10 кВ при емкостном токе замыкания на землю более 20 А.
Ток однофазного замыкания на землю определяется по формуле:
 = 3Uф×w×Суд×L, А,
| (3.18) |
где Uф – напряжение фазы сети, кВ;
w – угловая частота напряжения сети
Суд – емкость 1 км фазы сети относительно земли, мкФ/км;
L – общая протяженность сети, км.
-ёмкостной ток замыкания на землю 1 км линии, А.
В соответствии с [7], примем следующие емкости для кабелей 10 кВ с площадью поперечного сечения q:
q=150 мм2-С=0.31 мкФ/км,
q=185 мм2-С=0.34 мкФ/км,
q=240 мм2-С=0.41 мкФ/км.
Для сети 35 кВ принимаем ток однофазного замыкания на землю в соответствии с [4] 0,1 А/км.
Определим ток однофазного замыкания на землю для отходящих линий 10 кВ. В ПУЭ оговорено: величина емкостного тока замыкания на землю для нормального режима сети. А в данном случае, нормальным режимом работы является раздельная работа силовых трансформаторов (секционные выключатели отключены).
Для отходящих линий 10 кВ I секции шин:
 , А,
|
Для отходящих линий II секции шин10 кВ:
 , А,
|
Для отходящих линий 35 кВ I секции шин:
 , А,
|
Для отходящих линий 35 кВ II секции шин:
 , А.
|
Токи замыкания на землю на стороне 35 кВ не превышают допустимых значений, и поэтому компенсация дугогасящими аппаратами не требуется.
Для компенсации токов однофазного короткого замыкания на землю в сети 10 кВ, а также снижения перенапряжений и обеспечения селективности защиты от однофазных замыканий на землю на каждой секции 10 кВ предусматривается ячейка с выключателем для подключения фильтра нулевой последовательности ФМЗО 310/11 УХЛ1, Iном=39А. В нейтраль ФМЗО устанавливается дугогасящий реактор автоматический плавнорегулируемый ZTC50/10 с номинальной мощностью 190 кВА и током компенсации 3-33А, производства фирмы EGE. Реактор комплектуется цифровыми регуляторами немецкой фирмы A-eberle. Реакторы имеют вторичную силовую обмотку 500В, в которую коммутируется резистор SR500V-70F-60, для создания активной составляющей в поврежденном фидере, что позволяет автоматизировать поиск однофазных замыканий. Реактор ZNC50 к нейтрали ФМЗО подключаются через разъединитель РДЗ-1-10/1000У1. Оборудование комбинированно-заземленной нейтрали устанавливается открыто.
3.5 Выбор мощности дугогасящих реакторов и трансформаторов для их подключения.
Выбор оборудования производиться в соответствии с типовой инструкцией по компенсации емкостного тока замыкания на землю в сетях 6-35 кВ [3].
Мощность реакторов должна выбираться по значению емкостного тока сети с учетом ее развития в ближайшие 10 лет.
При отсутствии данных о развитии сети мощность реакторов следует определять по значению емкостного тока сети, увеличенному на 25%.
Расчетная мощность реакторов Qк (кВ×А) определяется по форм