Необходимость реконструкции и строительства новых электрических подстанций в сельской местности

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ	4
1 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРОПОТРЕБИТЕЛЕЙ  ПОДСТАНЦИИ	5
2 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК НА ШИНАХ 10 кВ	7
2.1 Определение расчетной мощности подстанции	7
2.2 Определение средней нагрузки подстанции за год и коэффициента заполнения     графика	9
3 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ТИПА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ     ТРАНСФОРМАТОРОВ	12
3.1 Выбор количества и мощности трансформаторов	12
3.2 Технико-экономический расчёт силовых трансформаторов (по приведённым       затратам)	13
3.3 Расчет теплового режима трансформатора при аварийной перегрузке	15
4 ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ	16
4.1 Схема РУ на стороне высшего напряжения	16
4.2 Схема ру на стороне низшего напряжения	19
5 ВЫБОР УСТРОЙСТВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОДСТАНЦИИ	20
5.1 Расчет электрических нагрузок собственных нужд	20
5.1.1 Расчет осветительных нагрузок	21
5.1.2 Расчет силовых нагрузок.	23
5.2 Выбор трансформаторов собственных нужд	25
5.3 Выбор сечений и жил кабелей 0,4 кв	28
5.4 Расчет токов короткого замыкания собственных нужд подстанции	29
5.5 Выбор и проверка защитной аппаратуры	38
6 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ	43
6.1 Общие положения	43
6.2 Составление расчётной схемы электроустановки	44
6.3 Определение параметров схемы замещения	45
6.4 Расчет токов короткого замыкания	49
6.4.1 Расчет короткого замыкания в максимальном режиме	50
6.4.2 Расчет параметров схемы замещения и токов короткого замыкания                              в минимальном режиме	52
6.5 Расчет токов замыканий на землю	53
7 ВЫБОР И ПРОВЕРКА КОММУТАЦИОННОЙ, ЗАЩИТНОЙ  AППAPАТУРЫ                        И СБОРНЫХ ШИН	56
7.1 Расчет токов длительных режимов	57
7.2 Выбор и проверка выключателей и разъединителей	57
7.2.1 Выбор и проверка выключателей и разъединителей на стороне 35 кВ	59
7.2.2 Выбор и проверка выключателей и разъединителей на стороне 10 кВ	59
7.3. Выбор и проверка трансформаторов тока	60
7.3.1 Выбор и проверка трансформаторов тока на стороне 35 кВ	60
7.3.2 Выбор и проверка трансформаторов тока на стороне 10 кВ	61
7.4. Выбор трансформаторов напряжения	62
7.5 Выбор ограничителей перенапряжения	62
7.6 Выбор шин	63
8 КОНСТРУКТИВНОЕ ИСПОJП-IEНИЕ РАСПРЕДЕЛИТЕJIЬНЫХ  УСТРОЙСТВ	68
9 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА	69
9.1. Релейная защита линий 10 кВ	71
9.1.1 Токовая отсечка (т.о.)	72
9.1.2 Максимальная токовая защита.	73
9.1.3 Оценка чувствительности	73
9 .2. Защита трансформаторов собственных нужд	77
9.3. Защита силовых трансформаторов	77
9.3.l Максимальная токовая защита от внешних КЗ	78
9.3.2 Максимальная токовая защита трансформатора от перегрузки	79
9.3.3. Газовая защита	80
9.4 Логическая защита шин (ЛЗШ)	80
9.5 . Устройства автоматики под станции	81
9.5.1. Автоматическое включение резерва (АВР)	81
9.5.2. Автоматическое повторное включение (АПВ) линий 35 и 10 кВ	82
10 ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ	84
10.1 Определение сметной стоимости подстанции 35/10 кВ	84
10.2 Расчет срока окупаемости капитальных вложений	86
10.3 Расчет численности электромонтажной бригады.	87
10.4 Организация электромонтажных работ	87
ЗАКЛЮЧЕНИЕ	89
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ	90



ВВЕДЕНИЕ
     
     Развитие сельскохозяйственного производства, создание аграрно- промышленных комплексов приводит к росту электрических нагрузок, что вызывает необходимость реконструкции и строительства новых электрических подстанций в сельской местности. В существующем электроснабжении сельского хозяйства имеются недостатки. Во многих случаях надёжность электроснабжения низкая. 
     Даже животноводческие комплексы, являющиеся потребителями первой категории по надёжности электроснабжения, не все обеспечены резервированием электроснабжения. 
     Одна из причин имеющихся недостатков существующего электроснабжения сельских потребителей – недостаточное оснащение действующих электрических подстанций современным оборудованием. Часть действующих подстанций имеет недостаточную пропускную способность, поскольку расчётные нагрузки при их проектировании принимались на перспективу 5-10 лет, а находятся они в эксплуатации гораздо большее количество лет. 
     Трансформаторные под станции (ТП) 35 кВ, применяемые для ЭС сельскохозяйственных районов, имеют один или два трансформатора напряжением 35/10 кВ, мощностью 630-6300 кВА. Место размещение подстанции выбирается вблизи центра электрических нагрузок. Подстанция (далее ПС) должна располагаться, как правило, на непригодных для сельскохозяйственного использования земель; на незаселенной или занятой кустарниками территории; по возможности вне зон интенсивных природных и промышленных загрязнений. Важным требованием при размещении ПС является обеспечение удобных заходов ВЛ. Рациональное проектирование ПС, 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. 
1 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРОПОТРЕБИТЕЛЕЙ 
ПОДСТАНЦИИ 
     
     В данном проекте рассматривается электрическая подстанция, снабжающая электроснабжением южную часть Череповецкого района Вологодской области. 
     Рассматриваемая схема электроснабжения охватывает четыре совхоза: "Строитель", "Батранский ", "Мяксинский ", "Рабочий ". Сельское хозяйство района специализируется на мясомолочном животноводстве, льноводстве и зерноводстве, являющиеся основными товарными отраслями. 
     Наиболее крупными объектами сельскохозяйственного комплекса являются: свинокомплекс на 400 голов в п. Н. Домозерово. 
     Кроме сельскохозяйственных потребителей также питается поселок           Н. Домозерово и находящиеся в нём промышленные объекты, такие как ПО "Сельхозтехника", приемный пункт молока, котельная, очистные сооружения. 
     Под станция 35/10 кВ Домозерово присоединяется к энергосистеме путем захода существующей ВЛ 35кВ Новые Углы – Батран. Длина захода составляет 0,74 км. Трасса проектируемой ВЛ 35 кВ имеет начало на существующей ВЛ 35 кВ Батран – Новые Углы, которая разрезается и выполняется заход-выход на ПС 35 кВ Домозерово. Подстанция Домозерово является двухтрансформаторной. Установлены два силовых трансформатора ТМН-2500/35Уl. Система шин 10 кВ – одиночная, секционированная выключателем. 
     По линиям 10 кВ осуществляется питание потребителей в основном второй и третей категории (деревни Горка, Жары, С. Домозерово, Н. Домозерово, Матурино, Лапач, Починок). Исключение составляют некоторые животноводческие комплексы, указанные выше. 
     Генеральный план подстанции представлен на чертеже 1. 
     

2 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК НА ШИНАХ 10 кВ 
     2.1 Определение расчетной мощности подстанции 
     Данные для расчета по воздушным линиям ВЛ-l О кВ приведены в таблице 2.1 
     Таблица 2.1 – Данные по воздушным линиям ВЛ-10 кВ
Наименование
ВЛ-I0 кВ
Протяжённость
по трассе, км.
Суммарный
ток ТП, Iр, кА



  Домозерово-l 
1,5
0,02
  Горка 
8,5
0,017
  Жары 
5
0,016
  Матурино 
10
0,025
  Лапач 
6
0,022
  Починок 
7
0,018
  Домозерово-2 
3
0,02
     
     Определяем активную и реактивную мощность по следующим формулам: 
 ;                                 (2.1)
;                                   (2.2)
  .                                 (2.3)
     Определим расчетную нагрузку по формулам (2.1) - (2.3). 
     Приведем пример расчёта для фидера ВЛ-l О кВ Лапач: 
                кВ?А;
                кВт;
                кВар.
     
     Аналогично рассчитываются остальные фидера, результаты расчёта представлены в таблице 2.2. 
     Таблица 2.2 ? Расчёт электрических нагрузок для фидеров ВЛ-l О кВ 
Потребители
сos y
Sp
Рр
Qp


кВ·А
кВт
кВар
  Домозерово-l 
0,8
0,341
0,273
0,205
  Горка 
0,8
0,289
0,231
0,173
  Жары 
0,8
0,279
0,223
0,167
  Матурино 
0,8
0,425
0,34
0,255
  Лапач 
0,8
0,373
0,298
0,224
  Починок 
0,8
0,304
0,243
0,182
  Домозерово-2 
0,8
0,341
0,273
0,205
     
     Суммарная мощность равна: 
 кВ?А
     Приведем перечень основных электроприемников собственных нужд для расчета полной мощности подстанции, данные сведем в таблицу 2.3 
     Талица 2.3 ? Основные электроприемники собственных нужд
Наименование
электроприёмников
Количество.
Uном кВ
Рном кВт
Число фаз
  Освещение КРУН 35 
16
0,231
0,96
1
  Освещение КРУН 10 
18
0,231
1,08
1
  Освещение ОПУ 
10
0,231
0,6
1
  Наружное освещение 
4
0,231
0,4
1
  Обогрев КРУН – 35 
16
0,381
16
3
  Обогрев КРУН – 10 
18
0,381
18
3
  Обогрев ОПУ 
11
0,381
11
3
  РПН 
2
0,381
2
3
  Питание приводов 
  разъединителей 35 кв 
2
0,381
2
3
  Питание связи 
1
0,38
3
3
  Завод пружин 
2
0,38
1
3

Итого 
-

56,04

     9 
     
     Полная расчетная мощность подстанции с учетом нагрузки собственных нужд (Sсоб н ) и коэффициента роста нагрузок за пять лет (Кр) определяется по формуле (2.4): 
                (2.4) 
     
     2.2 Определение средней нагрузки подстанции за год и коэффициента заполнения графика
     На рис 2.1 представлен типовой график полной мощности ПС 

Рисунок 2.1 Типовой график полной мощности ПС:
1 ? зимний период; 2 ? летний период
     
     Произведем перевод типового графика в график нагрузки по формуле (2.5). 
                                   (2.5)
     Приведем пример перевода типового графика в график нагрузки для ступени 1 (зимний график): 
МВА.
     На рис 2.2 представлен суточный график полной мощности ПС 



Рисунок 2.2 Суточный график полной мощности ПС:
1 ? зимний период; 2 ? летний период
     
     На рис 2.3 представлен годовой график полной мощности ПС 

Рисунок 2.2 Годовой график полной мощности ПС
     
     Потребляемая электроэнергия за год определяется по формуле (2.6): 
,                             (2.6)
где  – мощность i-ой ступени графика, кВт; 
    – продолжительность ступени, час. 
     
            W = 3931?183+3852?183+3734?183+3505?1098+3129?915+
            +2448?1830+2319?182++2241?182+2024?728+1874?364+
            +1633?546+1528?1456+1336?910=20620000 кВтч. 
     Средняя нагрузка под станции за год определяется по формуле (2.7): 
     ;                                    (2.7)
 кВт.
     Продолжительность использования максимальной нагрузки определяется по формуле (2.8): 
                                        (2.8)
 ч.
     Время потерь определяется по формуле (2.9): 
     ;                        (2.9)

     Коэффициент заполнения графика определяется по формуле: 

     
     


3 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ТИПА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ 
ТРАНСФОРМАТОРОВ 
     3.1 Выбор количества и мощности трансформаторов
     Суммарная нагрузка внешних потребителей электроэнергии присоединенных к сборным шинам 10 кв составляет 2352 кВА. При определении расчётной мощности подстанции учитываются мощности трансформаторов собственных нужд, нагрузка которых составляет 56,04 кВА. 
     По данным перспективы развития Череповецких электрических сетей через 5 лет нагрузка узла возрастет на 30%. 
     Таким образом, полная расчетная мощность подстанции с учетом нагрузки собственных нужд и коэффициента роста нагрузок за пять лет составляет 3130,45 кВА. 
     Покрытие этой нагрузки обеспечит один трансформатор 4000 кВА или два трансформатора 2500 кВА. Так как от подстанции питаются потребители всех категорий, и питание от системы имеется лишь со стороны ВН, то как правило, требуется установка не менее двух трансформаторов. В составе нагрузок узла имеется потребитель первой категории ? котельная обеспечивающая теплоэнергией поселок с пятиэтажными жилыми домами и производственно-ремонтными помещениями, в том числе свинокомплекса. Вариант с одним трансформатором не подходит. Принимаем два варианта трёхфазных двух обмоточных трансформаторов 35/10 кВ. 
     Для двух трансформаторной подстанции: . 
     Номинальная мощность трансформатора определяется по формуле (3.1) 
     ;                                (3.1)
 кВ?А.
     1 вариант 2хТМН – 2500/35/10;
     2 вариант 2хТМН – 4000/35/10.
     Проверяется коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы: 
     1 вариант 
     2 вариант 
     Проверяется коэффициент загрузки трансформаторов в аварийном режиме работы:
     1 вариант 
     2 вариант 
     Технические данные трансформаторов представим в таблице 3.1 из [1]. 
     Таблица 3.1 Технические данные трансформаторов 
№
Тип трансформанта
Sн
МВ?А
UНОМ, кВ
?Рх,
кВт
?Рк,
кВт
Uк,
%
Ixx,
%
Цена
т.р
?
?
?
ВН
НН
?
?
В-Н
?
?
Тl
ТМН-2500/35
2,5
35
11
4,1
23,5
6,5
1
1045
Т2
ТМН-4000/35
4
35
11
5,3
33,5
7,5
0,9
1177,8
     
     
3.2 Технико-экономический расчёт силовых трансформаторов
(по приведённым затратам) 
Приведенные затраты определяем по формуле (3.2): 
,                    (3.2)
где КТ – стоимость трансформатора, руб; 
   lH – нормативный коэффициент, lH = 0,12; 
   lА – коэффициент на амортизационные отчисления, lA =0,063; 
   lTP – коэффициент на текущий ремонт трансформатора, lА =0,01; 


     Стоимость потерь в трансформаторе при его работе определяем по формуле (3.3): 
                                 (3.3)
где С0 – цена 1 кВт/ч, С0 =1,02 руб; 
    W – потери электроэнергии при работе трансформатора, определяются по формуле (3.4) 
                   (3.4) 
где NTP ? количество трансформаторов; 
    МXX – потери холостого хода трансформатора; 
    Тr – время за год в часах, Тr =8760 ч; 
    кз – коэффициент загрузки; 
    ?РКЗ – потери при коротком замыкании трансформатора; 
    ? – время наибольших потерь, ? =3685 ч. 
     
    
     Рассмотрев два варианта трансформаторов, приходим к выводу что оба трансформатора подходят по коэффициенту загрузки; сравнивая трансформаторы по приведенным затратам выбираем ТМН-2500/35, как более экономичный. 
     3.3 Расчет теплового режима трансформатора при аварийной перегрузке 
     Аварийная перегрузка трансформатора возникает при выходе из строя параллельно включенного трансформатора. 
     Допустимая аварийная перегрузка определяется по предельно допустимым температурам обмотки и масла трансформатора. 
     Определение температуры обмотки и масла выполним с помощью ЭВМ, результат вычислений представлен на рис 3.3. 

Рисунок. 3.1 График температуры масла и обмотки трансформатор
     
     Из графика видно, что значения температур находятся в допустимых пределах, и соответствую ГОСТу 14209-97 [2]. 
     
     160° ? 115° ? условие выполняется;
     
     115° ? 70° ? условие выполняется.
     


4 ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ 
     
     При выборе распределительных устройств необходимо учитывать несколько основных факторов: 
* надёжность; 
* возможность работы в аварийном режиме при отключении части РУ;
* ремонтопригодность;
* стоимость РУ. 
     В соответствии с задачами проектирования разработанная подстанция является проходной. Питание её может осуществляться с независимых друг от друга подстанций. 
     Выбор главной схемы подстанции определяется условиями места расположения подстанции. Задачами обеспечения электроэнергией потребителей разной категории, соображениями экономичности, существующей практикой проектирования подобных подстанций. 
     4.1 Схема РУ на стороне высшего напряжения 
     В соответствии с типовыми решениями, учитывая количество присоединений в проекте, рассмотрим два варианта схем распределительных устройств (РУ) [3]. Необходимо выбрать РУ, обеспечивающее высокую надёжность работы схемы., 
     Одним из важных требований к схемам на стороне высшего напряжения является создание условий для ревизий и опробований выключателей без перерыва работы. 
     Рассмотрим схему РУ мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий, представленную на рис 4.1. 

Рисунок. 4.1 Схема РУ мостик с выключателями 
в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий
     
     Ремонтная перемычка разомкнута разъединителем QS9. Выключатель Q3 в мостике включен, что обеспечивает транзит мощности по линиям W1 и W2. При аварии в трансформаторе Т1 отключается выключатель со стороны 10 кВ и выключатели Q1 и Q3. После отключения разъединителя QS3 включаются Q 1 и Q3, и транзит мощности восстанавливается. Для ремонта Q1 включают ремонтную перемычку (разъединитель QS9), отключают Q1 и разъединители QS 1 и QS2. Если в этом режиме произойдёт авария в Т2, то отключаются Q2 и Q3 и оба трансформатора остаются без питания. 
     Рассмотрим схему РУ мостик с выключателями в цепях трансформатора и рабочей перемычкой со стороны трансформатора, представленную на рис 4.2.

Рисунок. 4.2 Схема РУ мостик с выключателями
 в цепях трансформатора и рабочей перемычкой 
со стороны трансформатора
     
     В нормальном режиме ремонтная перемычка с разъединителями QS 7 и QS8 отключена одним разъединителем QS7. Выключатель Q3 в мостике включен. При повреждении трансформатора Т1 отключается выключатель со стороны 10 кВ, отключается выключатель Q1, отключается разъединитель QS 1. Транзит мощности H~ прерывается. Ремонтная перемычка используется при ревизии выключателя Q1, для этого включается QS7, отключаются Q1 и QS1. Питание Т1 получает через ремонтную перемычку 
     Выбираем более надежную схему – схему РУ мостик с выключателями в цепях трансформатора и рабочей перемычкой со стороны трансформатора, обеспечивающую транзит мощности через подстанцию. 
     
     Выбранная схема представляет собой: 
     35 кВ – «мостик» с выключателями в цепях трансформатора. На стороне 35 кВ также предусмотрено следующее оборудование:
     - трансформаторы напряжения служащие для обеспечения работы системы релейной защиты и автоматики, а также подключения измерительных приборов. 
     - разрядники вентильные станционные устанавливаемые для ограничения атмосферных перенапряжений. 
     - заградитель, конденсатор с фильтром присоединения ФПМ для организации высокочастотной связи с диспетчерской службой сетей. 
     - трансформаторы тока приняты встроенные во вводы силового трансформатора служат для работы системы релейной защиты и автоматики, и измерительных приборов. 
     - разъединители и соответственно с 2 и 1 заземляющими ножами, служащие для видимого разрыва электрической цепи и обеспечивающие безопасность проведения ремонтных работ. 
     - выключатели масляные баковые необходимы для отключения и включения токов нагрузки и токов короткого замыкания. 
     4.2 Схема ру на стороне низшего напряжения 
     На подстанции на напряжении 10 кВ применяют схему РУ с одной системой шин, секционированной выключателями. 
     Трансформаторы Т1 и Т2 и линии присоединяются к сборным шинам с помощью выключателей и разъединителей. На каждую цепь необходим один выключатель, который служит для отключения и включения ее в нормальных и аварийных режимах. Достоинством такой схемы являются простота, наглядность, экономичность. 
     Выбранная схема представляет собой: 
     10 кВ ? одиночная, секционированная выключателем, система шин с семью отходящими линиями по которым передается электроэнергия сельскохозяйственным потребителям. 
     К каждой секции шин присоединены вводные ячейки трансформаторов. Кроме отходящих линий к секции шин 10 кв подключены: 
     - три резервных ячейки на случай увеличения нагрузок; 
     - две вводных ячейки (ввод трансформатора № 1, ввод трансформатора № 2); 
     - две ячейки трансформаторов напряжения с помощью которых производится измерение напряжения и контроль изоляции в системе 10 кВ; 
     - ячейка секционного выключателя и секционного разъединителя с помощью которых соединяются две секции шин. 
     Трансформаторы собственных нужд в количестве двух запитаны от силовых трансформаторов со стороны 10кВ до секции шин. 
     К вводам 10 кВ силовых трансформаторов присоединены ограничители перенапряжений, современные защитные устройства на окисно-цинковых варисторах, имеющих лучшие характеристики, чем вентильные разрядники. 
     Таким образом, выбранная схема подстанции 35/10 кВ проста, надежна и экономична. В нормальном режиме работают оба силовых трансформатора при включенном «мостике». Питание подстанции осуществляется по двум ВЛ-35 кВ. На стороне 10 кВ две секции шин работают раздельно. 
     Схема подстанции представлена на чертеже 2 . 


5 ВЫБОР УСТРОЙСТВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОДСТАНЦИИ 
     5.1 Расчет электрических нагрузок собственных нужд 
     Для нормальной работы подстанции при любых погодных условиях, а также для питания цепи сигнализации и релейной защиты, для работы оперативного персонала на подстанции выполнена сеть собственных нужд (СН). 
     Она включает в себя два трансформатора собственных нужд (ТСН) обогрев выключателей и шкафов аппаратуры, устройства для питания релейной аппаратуры и сигнализации, а также сеть обогрева и освещения общеподстанционного пункта управления (ОПУ), освещение территории подстанции и другие нужды 
     Исходными данными для определения расчетных нагрузок служит перечень электроприемников (см. таблицу 2.3) с указанием их номинальной мощности. 
     На чертеже 3 представлены собственные нужды подстанции. 
     5.1.1 Расчет осветительных нагрузок 
     Питание осветительной нагрузки осуществляется от шин 0,4 кВ собственных нужд подстанции. 
     Для освещения помещений ОПУ применяются лампы типа ЛХБ, тип светильника ОДР. Последние выполняются с компенсацией реактивной мощности, поэтому cos ? = 0,93, коэффициент пускорегулирующей аппаратуры Кпра = 1,3. Высота подвеса светильников 3-4 метра. 
     Расчет производится методом удельных мощностей. По [4] выбираем разряд зрительных работ и нормативное значение освещенности, высота подвеса светильников 4м, тип светильников ОДР, тип лампы ЛХБ-40. Для данного типа светильников по нормативной освещенности находим удельную мощность Руд. Установленную мощность определяем по формуле: 
                               (5.1)
где F – площадь помещения, м2 ; 
   Руд – удельная мощность, Вт/ м2.
     Расчетная активная мощность определяется по формуле: 
                              (5.2)
где кс – коэффициент спроса, кс = 0,85. 
     Расчетная реактивная мощность определяется: 
                                     (5.3)
     Установленная мощность для аварийного освещения принимается не менее 5% от установленной мощности основного освещения. 
     Для примера приведём расчёт осветительной нагрузки помещения ОПУ ПС. 
     Из [4] выбираем разряд зрительных работ – VIII; 
     Нормативную освещённость Ен= 75 лк; 
     Удельную мощность Руд = 11,6 Вт/м2. 
     По формуле (5.1) находим установленную мощность 
 Вт.
     Определяем расчётную активную мощность по формуле (5.2) 
 Вт.
     Определяем мощность лампы Рл 
 Вт.
     Выбираем 8 ламп типа ЛБ – 60. 
     Результаты расчётов сведены в табл. 5.1. 
     Таблица 5.1 Расчет осветительных нагрузок 
Наименование
помещения
F, м2

Разр
зрит
Раб.
ЕН,
лк
Руд,
Вт/м2

Руст,
Вт
Рр,
Вт
Qp,
вар
Ист.света
тип,
мощн.
 КРУН-I0 
 54 
 VIII
 75 
 19,9 
 1069,3 
 1080 
 ? 
 18х НПО-60 
 КРУН-35 
 44 
 VIII 
 75 
 19,9 
 872,7 
 960 
 ? 
 16х НПО-60 
 ОПУ 
 25.1 
 VIII
 75 
 19.9 
 500 
 600 
 ? 
 10х НПО-60 
 Наружное 
 освещение 
 922,3 
 Х 
 10 
 0,48 
 442,7 
 487 
 ? 
 2хОУ 
 ИТОГО 
 
 
 
 
 
 3007 
 ? 
 
     
     Размещение освещения на подстанции представлено на чертеже 6. 
     
     5.1.2 Расчет силовых нагрузок. 
     Для определения расчетных нагрузок воспользуемся методом упорядоченных диаграмм представленном в [5]. 
     Расчетная нагрузка принимается равной средней активной нагрузке 
группы электроприемников Рр: 
     .                             (5.4)
     Средняя активная нагрузка групп электроприемников: 
,                            (5.5)
где ки – коэффициент использования активной мощности группы электроприемников; 
     Руст – установленная мощность группы электроприемников, кВт. 
     Средняя реактивная нагрузка: 
     ,                             (5.6)
где  – соответствует сове данной группы приемников. 
     Полная расчетная мощность: 
     .                             (5.7)
     Расчетная реактивная нагрузка определяется в зависимости от числа эффективных приемников nэф: 
     при ;                                           (5.8)
     при .                                               (5.9)
     Под эффективным числом приемников nэф понимают такое число одинаковых по мощности и по режиму работы приемников электрической мощности, которые потребляют такую же мощность как и реальное количество различных по мощности и по режиму работы электроприемников [5]. 
     Эффективное число приемников определяться по формуле: 
     ,                          (5.10)
где Рн,mах – номинальная мощность наиболее мощного приемника группы. 
     По nэф и ки из [5] определяют кр – коэффициент расчетной нагрузки. 
     Средний коэффициент использования активной мощности группы электроприемников определяется по формуле: 
     .                           (5.11)
     Расчетный ток для групп приемников находится по формуле: 
     .                          (5.12)
     Расчет силовой нагрузки сводим в таблицу (5.2). 
     Таблица 5.2 Силовая нагрузка собственных нужд 
Исходные данные
Расчётные данные
наим 
эл пр-в
Pn
кВт
№
шт
Pn.cy
м кВт
Спров-е
данные
Рр
кВт
Qp
кВт
Кр
Рр
кВт
Qp
kВAp
Sp
kВA
Ip, А




Кn 
сos y/
tg y 







Обогрев 
шкафов 
КРУН-10 
18
1
18
1
0,95 / 0,33
18
5,94
1
18
5,94
18,95
28.8
Обогрев 
шкафов 
КРУН-35 
16
1
16
1
0,95 / 0,33
16
5,28
1
16
5,28
16,8
25,5
Отопление 
ОПУ 
11
1
11
0,65
0,95 / 0,33
11
3,63
1
11
3,63
11,58
17,6
Вентиляция 
ОПУ 
2
0,2
0,4
0,65
0,8 / 0,75
0,26
0,2
1
0,26
0,2
0,33
0,49
Питание 
приводов 
разъедени
телей 35 кВ 
2
1
2
0,65
0,8 / 0,75
2
1,5
1
2
1,5
2,5
3,8
РПНТ\, Т2 
2
1
2
0,65
0,8 / 0,75
1,3
0,98
1
1,3
0,98
1,63
2,5
Итого 





48,56
17,53

48,56
17,53
53,88
81,99
     
     5.2 Выбор трансформаторов собственных нужд 
     Питание ТСН осуществляется от шин РУ 10 кВ, поэтому они располагаются в непосредственной близости от КРУН. На трансформаторных ПС 35-750 кВ устанавливаются два и боле ТСН, мощности которых выбирают в соответствии с нагрузками, с учетом допустимой перегрузки (кз) при выполнении ремонтных работ и отказа одного из трансформаторов. Для электроприемников с преобладанием II категории надежности коэффициент загрузки принимается в пределах 0,7-0,85. 
     При двух и более ТСН эксплуатация их может осуществляться двумя способами: 
     - один из двух трансформаторов питает всю нагрузку собственных нужд, а второй находится в автоматическом резерве; 
     - оба трансформатора работают совместно, питая каждый 50 .... 60% нагрузки СН, присоединяемый к раздельно работающим секциям сборных шин низшего напряжения. На межсекционном аппарате имеется схема автоматического резерва (АВР). 
     К установке принимаем второй вариант эксплуатации ТСН. 
     При выборе ТСН учитывают категорию надежности потребителей, перегрузочную способность трансформаторов, экономичную работу трансформаторов в зависимости от графика нагрузки. 
     Количество ТСН определяется по формуле: 
     .                           (5.13)
     Расчетная мощность нагрузки собственных нужд определяется по формуле: 
     ;                         (5.14)
,
где Sp – суммарная мощность; 
   SHOM.T – номинальная мощность трансформатора. 
     Рассмотрим возможность применения трансформаторов 63 и 100 кВА. 
;
.
     Коэффициента загрузки в нормальном режиме определяется по формуле: 
                                 (5.15)

     Коэффициента загрузки в аварийном режиме определяется по формуле: 
                             (5.15)

     Оба варианта подходят по условию перегрузочной способности в 
аварийном режиме. 
     Технические данные трансформаторов представим в таблице 5.3 


     Таблица 5.3 Технические данные трансформатора
Тип
трансформатора
SН.Т, кВА
Uк, %
?Рхх
?Ркз
Ix, %
Цена,
тыс.руб.
ТМ-6311 0/0,4
63
4,7
0,22
1,28
2,8
49,038
ТМ-l 0011 0/0,4
100
4,7
0,33
2,27
2,6
63,138
     
     Проведём технико-экономическое сравнение вариантов. 
     Приведённые годовые затраты по эксплуатации трансформаторов находим по формуле: 
,                (5.17)
где ЕД – норма дисконта (20%); 
   ?р – норма отчислений на реновацию(3,5%); 
   ?ТР – норма отчислений на текущий ремонт (3%); 
   ?КР – норма отчислений на капитальный ремонт (2,9%); 
   ?К – сумма капиталовложений на оборудование выбранного варианта; 
   в – стоимость 1 кВт/ч, руб. (1 кВт/ч = 1 руб); 
     ?W – потери электроэнергии, кВт . ч. 
     ,                     (5.18)
где  – потери холостого хода трансформатора, кВт; 
      – годовое число часов работы тр-ра (=8670 ч); 
      – потери короткого замыкания тр-ра, кВт; 
     кз – коэффициент загрузки; 
      – время максимальных потерь. 
     ;                           (5.19)
     ,                     (5.20)
где  – годовое число часов использования максимума нагрузки трансформаторов max = 5000 ч). 
              
     По первому варианту приведённые значения затрат меньше, поэтому выбираем данный вариант, т.е. ТМ – 63 кВА. 

     5.3 Выбор сечений и жил кабелей 0,4 кв 
     Согласно [6] выбор сечений жил кабелей до 1000 В про изводится по следующим условиям: 
     1) ,                                                     (5.21)
где  – напряжение провода или кабеля; 
     2) ,                                                  (5.22)
где Ip – расчетный ток группы потребителей;
    – допустимый длительный ток кабеля;
   – коэффициент среды;
   – коэффициент учитывающий вид прокладки кабеля;
     3) ,                         (5.23)
где  – потери напряжения в кабельной линии;
     – расчетный ток нагрузки;
      – длина кабеля; 
     ,  – соответственно активное и реактивное сопротивление кабеля.
     Расчет кабелей сводим в таблицу 5.4. Таблица 5.4 представлена в приложении 1. 
     5.4 Расчет токов короткого замыкания собственных нужд подстанции 
     В электроустановках переменного тока напряжением до 1 кв расчет токов КЗ выполняется с целью проверки коммутационной аппаратуры на динамическую стойкость, проверки чувствительности и селективности действия защит. 
     В расчетах учитываются все активные и индуктивные сопротивления короткозамкнутой цепи, включая активные сопротивления контактов и контактных соединений, а также сопротивления электрической дуги. Для облегчения расчета используют для распределительных устройств на трансформаторной подстанции величину 15 мОм. 
     Расчетная схема собственных нужд представлена на рис. 5.1. 

Рис. 5.1 Расчетная схема собственных нужд
     
     	R 	d Р' 
     :1:. 
     8'О" VJ 
     ~ ~ р: 
     I--1 
     ~:1:P:
     	8... 	~ CJ1 р: 
     :1: 
     ~ 
~ 
I~;
l~pO 
     ... 
     о 
     о 
     
     
     " 
     
     
     "'" 
     
     
     о 
     
     
     " 
     
     
     01 
     
     
     О 
     
     
     " 
     
     
     (1) 
     
     
     о 
     
     
     " 
     
     
     ....• 
     
     
     о 
     
     
     " 
     
     
     00 
     
     
     о 
     
     
     " 
     
     
     :о 
     
     
     О 
     
     
     " 
     
     
     ~ 
     
     . 
     о 
     
     , 
     ~ 
     
     
     ~ 
     
     
     13 
     
     
     
     
     t>' 
     о 
     
     
     " 
     
     ~ 
     ~ 
     
     
     '" 
     
     
     о 
     
     
     ~ 
     
     
     '" 
     
     
     о 
     
     
     ~ 
     
     
     "'" 
     
     
     о 
     
     
     ~ 
     
     
     01 
     
     
     О 
     
     
     ~ 
     
     
     (1) 
     
     
     о 
     
     
     " 
     
     
     ~:::i 
     
     
     ~ 
     
     
     ~ 
     
     
     00 
     
     
     ~ 
I~r-
     I~r
 ~~
 I~~
 ~ 
     ..• , 
     ~ 
     I~~ " 
     	8 		~---J~ 
     		~ 	:1: 	J 
     ... " 
     се ф 
     -1 
о 
л; 
     ~ 
     ..• 
     ~-~Ge 
     -1 
о 
л; 
     "з 
     Представим схему замещения расчетной схемы на рис. 5.2.

Рисунок 5.2 Схема замещения расчетной схемы
     
     Рассчитаем токи короткого замыкания. 
     Для примера произведем расчет точки кl и к2,остальные результаты сведем в таблицу.
     Схема замещения участка сети представлена на рис 5.3. 

Рисунок 5.3 Схема замещения участка цепи
     
     Начальное. действующее значение периодической составляющей трёхфазного тока КЗ при питании электроустановки от энергосистемы через понижающий трансформатор и без учёта подпитки от электродвигателей определяем по формуле: 
     ,                         (5.24) 
где  – среднее номинальное напряжение сети, в которой рассматривается кз, В; 
 – соответственно, суммарное активное и суммарное реактивное сопротивления, цепи КЗ. 
     ;                            (5.25)
     ,                   (5.26)
где  – мощность потерь короткого замыкания в трансформаторе; 
     – номинальное напряжение обмотки низшего напряжения тр-ра кВ; 
    Uк – напряжение короткого замыкания в трансформаторе %; 
     – номинальная мощность трансформатора. 
     Активное и индуктивное сопротивление трансформатора: 
                мОм;
                мОм.
     Индуктивное сопротивление системы: 
     ,                        (5.27)
где  – номинальный ток отключения выключателя, установленного на стороне ВН тр-ра, А: 
 мОм.
     В связи с малым значением сопротивления системы в дальнейших расчётах не учитываем индуктивное сопротивление системы. 
     Общее сопротивление цепи до точки К.З. 
                                  (5.28) 
     ,                            (5.29)
где  и  – соответственно, активное и реактивное сопротивление кабеля W; 
                                  (5.30) 
     ,                            (5.31) 
где  и  – соответственно, удельное активное и удельное реактивное сопротивление кабеля; l – длина кабеля, м. 
     Для примера рассчитаем сопротивления W1: 
      мОм;
     мОм.
     Общее сопротивление до точки КЗ: 
      мОм;
      мОм.
Ток трехфазного КЗ без учёта сопротивления дуги находим по формуле (5.24) 
 кА.
     Рассчитаем ток КЗ с учётом ограничивающегося действия дуги . 
     Сопротивление дуги определяется так: 
                                   (5.32)
где  – падение напряжения на дуге, В; 
     – ток КЗ в месте повреждения. 
     ,                           (5.33)
где  – напряжённость в столбе дуги, В/мм, (при Iпо=1000 А согласно [5] принимается равным 1,6 В/мм); 
     – длина дуги, мм. 
     В зависимости от расстояния между фазами про водников в месте КЗ определяется . 
     Принимаем  = 60 мм, тогда по (4.33) 
 В;
 мОм.
     Ток с учётом сопротивления дуги: 
     ;                     (5.34) 
 кА.
     Согласно [7] если  меньше, чем 0,01 , то подпитку от двигателей не учитываем. 
     Ток двухфазного КЗ определяется так: 
     ;                        (5.35)
      кА;
      кА.
     Ударный ток КЗ определяется по формуле 
     ,                              (5.36)
где  – начальное значение периодической составляющей тока КЗ, кА; 
 – ударный коэффициент, зависящий в свою очередь от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ. 
     ,                        .......................