Проектирование подстанции для электроснабжения сельскохозяйственного района

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ
ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«САРАТОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
ИМЕНИ ГАГАРИНА Ю.А.»


Институт 
энергетики и транспортных систем


Кафедра 
«Электроснабжение и электротехнология»


Направление (специальность) 
13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника»




ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА 


«Проектирование подстанции 35/10 кВ для электроснабжения 
наименование темы выпускной квалификационной работы
сельскохозяйственного района»



Студент(-ка) 
Пешин Евгений Владимирович

фамилия, имя, отчество студента
курса
4
группы
б1-ЭЛЭТипу41





Руководитель
к.т.н., доцент



В.Д. Куликов
должность, ученая степень, уч. звание

подпись, дата

Инициалы Фамилия


Допущен к защите
Протокол №

от «

»    «

»  20
1   
года










Зав. кафедрой 
«Электроснабжение и электротехнология»

(полное наименование кафедры)
д.т.н., доцент



С.Г. Калганова
ученая степень, уч. звание

подпись, дата

Инициалы Фамилия




Саратов 2018 г

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ
ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«САРАТОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
ИМЕНИ ГАГАРИНА Ю.А.»


Институт 
энергетики и транспортных систем


Кафедра 
«Электроснабжение и электротехнология»


Направление (специальность) 
13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника»




ЗАДАНИЕ
на выпускную квалификационную работу

Студенту (-ке) 
Пешину Евгению Владимировичу

фамилия, имя, отчество

Тема ВКР: 
«Проектирование подстанции 35/10 кВ для электроснабжения


                                сельскохозяйственного района»




утверждена на заседании кафедры, протокол №

от «

»

20

г.














Дата защиты   «

»

20

г.







Оценка защиты 



Секретарь ГЭК 


ФИО, подпись


Саратов 2018 г

Целевая установка и исходные данные
Цель работы: проектирование электрической части понизительной подстанции 35/10 кВ для
электроснабжения сельскохозяйственного района.

Задачи работы:
1) Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
2) Выбор главной схемы электрических соединений подстанции
3) Выбор электрооборудования и токоведущих частей
4) Выбор релейной защиты и автоматики подстанции
5) Мероприятия по безопасности объекта

Исходные данные: 
Питание понизительной подстанции осуществляется подключением к двухцепной  ВЛЭП от ТЭЦ. 
Исходные данные генераторов ТЭЦ:  Рном = 62,5МВт; Uном =10,5 кВ.
На повысительной подстанции ТЭЦ установлены два трансформатора Sном =40 MB•A.
Напряжение линии Uном=35 кВ. 
Мощность короткого замыкания на шинах системы 450 МВ•А.
На подстанции энергосистемы установлены трансформаторы Sном =40 MB•A.
Характеристика потребителей электроэнергии: 
Максимальная нагрузка Рmax= 30МВт, cos?=0.8.
Нагрузка потребителей по категориям надежности электроснабжения: 
I категория – 20 %, II категория – 50 %, III категория – 30 %. 
Количество отходящих линий на стороне 10 кВ – 8.
Суточные графики нагрузок (летний и зимний).






№
Перечень чертежей, подлежащих разработке
Формат, кол-во
1.
Ситуационный план сетевого района 
А1, 1 шт.
2.
Однолинейная главная схема электрических соединений подстанции
А1, 1 шт.
 3. 
План подстанции
 А1, 1 шт.
   4.
Разрез по ячейкеОРУ 35 кВ и схема заполнения РУ10 кВ
А1, 1 шт.
   5.
Схема релейной защиты  и автоматики подстанции
А1, 1 шт.
   6.
Оптические дуговые защиты на подстанции для КРУ 10 кВ
А1, 1 шт.
   7.
Технико-экономические показатели  проекта 
А1, 1 шт.










Руководитель
к.т.н., доцент 



В.Д. Куликов
должность, ученая степень, уч. звание

подпись, дата

Инициалы Фамилия

Содержание расчетно-пояснительной записки
Введение
(перечень вопросов, подлежащих разработке)
Глава 1. Краткая характеристика объекта проектирования
Глава 2. Обработка графиков нагрузок подстанции
Глава 3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
Глава 4. Выбор главной схемы электрических соединений подстанции
Глава 5. Расчет токов короткого замыкания
Глава 6. Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей
Глава 7. Выбор основной релейной защиты трансформаторов подстанции
Глава 8. Оптические дуговые защиты на подстанции для КРУ 10 кВ
Глава 9. Безопасность жизнедеятельности
Глава 10.Технико-экономическое обоснование проекта
Заключение
Список использованных источников





Основная рекомендуемая литература
1. Правила устройства электроустановок: 7-е издание (ПУЭ) / Главгосэнергонадзор России. - М. :
ЗАО «Энергосервис»,  2008. – 695 с.
2. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования 
/ под ред. Б.Н. Неклепаева. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. – 144 с.
3. ГОСТ 14209-97 (МЭК 354-91). Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов.-
М.: Изд-во стандартов, 2002. – 82 с.
4. Схемы принципиальные электрические  распределительных устройств   подстанций 35-750 кВ.
Типовые решения. Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС». – Введ. 2007–12–20. – М.: ОАО
 «ФСК ЕЭС», 2007. – 132 с.
5. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим
напряжением 35-750 кВ. – М.: ОАО «ФСК ЕЭС", 2009. – 96 с.
6. Куликов, В. Д.  Проектирование электрической части районной понизительной подстанции:
учебно-метод. пособие для студ., обучающихся по направлению "Электроэнергетика и
электротехника" (бакалавриат) / В. Д. Куликов ; Саратовский гос. техн. ун-т. - Саратов : СГТУ, 
2015. - 62 с.
7. Справочник по проектированию электрических сетей/Под ред. Д.Л.Файбисовича. –4-е изд.,
перераб. и доп. – М.: ЭНАС, 2012. – 376 с.
8. Безопасность жизнедеятельности: учеб. для вузов/ Под ред. Л.А. Михайлова – Спб.: Питер,
2010. – 464 с.



Руководитель
к.т.н., доцент 



В.Д. Куликов
должность, ученая степень, уч. звание

подпись, дата

Инициалы Фамилия

Задание принял к исполнению:

Е.В. Пешин

число, месяц, год
инициалы, фамилия






УТВЕРЖДАЮ:

Руководитель ВКР





«

»

20
18
г.


КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК
работы над ВКР

№
Разделы, темы, их содержание
По плану
Фактически
Отметка о выполнении


дата
%
дата
%

1.
Введение

1



2.
Обработка графиков нагрузок подстанции

5



3.
Выбор числа и мощности силовых






трансформаторов

9



4.
Выбор главной схемы электрических






соединений подстанции

5



5.
Расчет токов короткого замыкания

8



6.
Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей


13



7.
Выбор основной релейной защиты 






трансформаторов подстанции

8



8.
Спецвопрос: Оптические дуговые защиты на подстанции для КРУ

10




10 кВ

10



9.
Безопасность жизнедеятельности

5



10.
Технико-экономическое обоснование

10



11.
Заключение

2



12.
Список использованных источников

2



13.
Графическая часть

12


























































































Студент


Е.В. Пешин

подпись, дата

инициалы, фамилия

     
     
     АННОТАЦИЯ
     В даннойвыпускной квалификационной работеспроектирована электрическая часть понизительной подстанции 35/10 кВ. На подстанции для обеспечения необходимого уровня надежности электроснабжения потребителей установлены два силовых трансформатора типа ТРДНС, мощностью по 25000 кВ·А каждый. Выбрана главная схема электрических соединений, определены токи короткого замыкания, выбраны электрические аппараты, токоведущие части, измерительные трансформаторы тока и напряжения. 
     
     ABSTRACT
     In this capstone project designed by the district step down substation 35/10 kV. At the substation to provide the necessary level of reliability of electricity supply to consumers are two types of power transformers TRDNS, with a capacity of  25 000 kV•A each. Selected as the main circuit wiring, identified short-circuit currents, selected electrical apparatus, conductive parts, measuring current and voltage transformers. 
     
	
     

     СОДЕРЖАНИЕ
   ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………..………....12
   1 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА …………………………...13
   2 ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ……………………………………….….......15
   2.1 Обработка графиков нагрузок………………………………..……...…15
   2.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов…………..…….17
   2.3 Выбор главной схемы электрических соединений подстанции….…..20
   2.4 Расчет токов короткого замыкания…………………………………….22
   2.5 Выбор основного оборудования и токоведущих частей………….…..27
   2.5.1 Расчет токов продолжительного режима………………………..…...27
   2.5.2 Выбор шин распределительных устройств и силовых
   кабелей……………………………..………………………………………...27
   2.5.3 Выбор изоляторов……………………………………………….….…32
   2.5.4 Выбор высоковольтных выключателей…………………….………..33
   2.5.5 Выбор разъединителей………………………………………….….…36
   2.5.6 Выбор трансформаторов тока……………………………...…….…...37
   2.5.7 Выбор трансформаторов напряжения…………………….........…….41
   2.5.8 Выбор и проверка предохранителей………………………..………..42
   2.5.9 Выбор ограничителей перенапряжения………………….………..…42
   2.6 Выбор релейной защиты и автоматики…………………………….….44
   2.7 Выбор оперативного тока и источников питания…………….……….53
   2.8 Собственные нужды подстанции…………………………….…...........53
   2.9 Регулирование напряжения на подстанции………………….………...54
   2.10 Выбор конструкции распредустройств………………….………..…..55
   3 ОПТИЧЕСКИЕ ДУГОВЫЕ ЗАЩИТЫ НА ПОДСТАНЦИИ
   ДЛЯКРУ 10 КВ………………………….…………….…..….…….…..…...57
4 БЕЗОПАСНОСТЬ ПРОЕКТИРУЕМОГО ОБЪЕКТА……………..........69
4.1 Организация пожарной безопасности……………………....………….69
4.2 Электробезопасность на подстанции…..…………………..…….….....72
4.3 Молниезащита подстанции………………………..…………..…….….75
4.4 Освещение подстанции…………………………………………………77
4.5 Заземление подстанции…………………………………………………80
5 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТА………84
ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………….………..............97
   СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ…………………..........98
   
   
   


      ВВЕДЕНИЕ
     
     Система электроснабжения сельскохозяйственного района для обеспечения необходимого качества электроэнергии должна удовлетворять требованиям надежности, безопасности,экономичности и удобства эксплуатации. При этом должны предусматриваться кратчайшие сроки выполнения строительно-монтажных работ и возможность расширения без существенного усложнения и удорожания первоначального проектного варианта строительства. 
     В выпускной квалификационной работе (ВКР) разрабатываются вопросы проектирования электрической части понизительной подстанции для электроснабжения сельскохозяйственного района на высшее напряжение 35 кВ и низшее напряжение 10 кВ.  
     Проектирование электрических подстанций предполагает учет множества факторов, влияющих на качество электроэнергии, распределяемой между отдельными сельскохозяйственными потребителями, питающимися от подстанции. 
     ВКР выполнена в соответствии с требованиями Правил устройства электроустановок, Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей, Норм технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (СТО 56947007-29.240.10.028-2009), Руководящих указаний по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования, Рекомендаций по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ, Типовых решений по проектированию схем принципиальных электрических  распределительных устройств   подстанций 35-750 кВ, Инструкции по устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций и других документов. 
      
1 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА
     
     Проектируемая подстанция 35/10 кВ предназначена для приема, преобразования и передачи электроэнергии потребителям сельскохозяйственного района.  
     На подстанции по ПУЭ [20] устанавливается два трансформатора, так как от подстанции получают питание потребители I и II категории. 
       Исходными данными учебной ВКР для проектирования подстанции 35/10 кВ для электроснабжения сельскохозяйственного района являются следующие: 
     - схема сетевого района (рисунок 1.1);
     - система С: Sкз = 450МВ?А; U = 110 кВ;
     - максимальная нагрузка на шинах пониженного напряжения подстанции Pmax= 30  МВт, соs? = 0,8;
     -  суточный график нагрузок на стороне 10 кВ (таблица 1.1);
     - нагрузки потребителей по категориям надежности электроснабжения: I категория – 20%, II категория – 50%, III категория –30%; 
     - количество отходящих линий на стороне 10 кВ – 8 линий;
     -  удельное сопротивление слоев земли, ?1 = 85 Ом.м, ?2 = 90 Ом. м;
     - толщина верхнего  слоя земли с ?1, h = 0,8 м.



      Рисунок 1.1 -  Схема сетевого района
      Таблица 1.1 - Графики нагрузок потребителей в процентах от максимальной активной нагрузки
Время суток, ч
      Активная нагрузка, %
      
      зима
      лето
0 – 6
      80
      50
6 – 12
      100
      70
12 – 18
      100
      70
18 – 24
      70
      50
     
     Ситуационный план сетевого района с местом расположения проектируемой подстанции представлен на листе КФБН.130302.949-01 ГП графической части ВКР.
      

      2  ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
     2.1 Обработка графиков нагрузок
     По существующему зимнему и летнему суточным графикам производим перевод из P% в МВт для лета и зимы[12,22].
                           Зима                                                  Лето
                      Р1= 24 МВт	Р1 = 15 МВт
                      Р2= 30 МВт                                        Р2 = 21 МВт
                      Р3 = 30 МВт                                        Р3 = 21 МВт
                      Р4= 21 МВт                                        Р4 = 15 МВт
     Характерный график суточной активности нагрузки на стороне 10 кВ представлены на рисунке 2.1.
     
      Рисунок 2.1 - Суточный график активной мощности потребителей
     
     При построении  годового графика по продолжительности нагрузок принимаем продолжительность летнего периода 182, а зимнего 183 суток [12,22]. При построении годового графика по продолжительности нагрузок по оси ординат откладываем нагрузки в соответствующем масштабе, а по оси абсцисс часы года от 0 до 8760. Нагрузки располагаем в порядке убывания от Рmax до Рmin(рисунок 2.2). 
     Согласно  [2]  Т = t1·• 183 (182) сут,
     где  Т -   продолжительность ступени нагрузки для годового графика, ч;
     t -   продолжительность ступени для зимнего (летнего) графика, ч.
     Т1=183?6=1098 ч	Р1= 30 МВт
     Т2=183?6=1098 ч                                       Р2= 30 МВт
     Т3=183?6 =1098 ч                                      Р3= 24 МВт
     Т4=182?6 =1092 ч                                      Р4= 21 МВт
     Т5=182?6 =1092 ч                                      Р5= 21 МВт
     Т6=182?6=1092 ч                                        Р6= 21 МВт
     Т7=183?6=1098 ч                                        Р7= 15 МВт
     Т7=182?6=1092 ч                                        Р7= 15 МВт
     
      Рисунок 2.2 -   Годовой график по продолжительности нагрузок
     
     Из графиков нагрузок потребителей определяем технико-экономические показатели[12,22]:
     - энергия, МВт, передаваемая за год по 10 кВ определяется по формуле:
     W год =  Pi. Ti,                                                 (2.1)
     где  W год – энергия передаваемая за год по 10 кВ;
             Рi – мощность i ступени;
             Тi – продолжительность i ступени. 
     W_год=30?1098+26,4?1098+24,75?1098+21,45?1098+14,8
     ?1092+8,25?1092+6,6?1092+3,3?1092=151985 МВт?ч/год.
     - среднегодовая нагрузка Рср , МВт на  напряжение10 кВ:                                    
     Р_ср=W_нгод/8760  ,                                                           (2.2)
     Р_ср=151985/8760=17,3 МВт.
     -  коэффициент заполнения графиков Кз  :
     К_з=Р_ср/Р_max ,                                                 (2.3)                      
     К_з=17,3/30=0,53
      - продолжительность использования максимальных нагрузок Тmax, ч:  
     T_max=W_год/P_max ,                                                   (2.4)                      
     T_max=151985/30=4606 ч.
     - время максимальных потерь ? ч, определяется по эмпирической формуле [25,12]
     ?=(?0,124+Т_max/10000)?^(2 )?8760,ч  (2.5)
?=(?0,124+4606/10000)?^(2 )?8760=2993 ч.
     
     2.2  Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
     
     Предусматриваем установку на подстанции двух трансформаторов, так какпроектируемая подстанция питает потребителей I и II категории[20,25,16,12]. Определяем расчетную максимальную мощность установки:
Pmax = 30 МВт,  cos ? = 0,8;
Qmax = Рmax ? tg? = 30 ? 0,75 = 22,5МВт,

      Мощность трансформатора выбираем по условию:
                                                   (2.6)
     Аварийная длительная перегрузка силовых масляных трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц допускается на 40 % (Кав=1,4) в течение не более 5 суток на время максимума нагрузки общей продолжительностью не более 6 часов в сутки [3,4,22]. 
     
     Рассмотрим вариант установки трансформатора ТРДНС-25000/35 У (ХЛ) 1, характеристики которого приведены в таблице 2.1 [11,25,22].
     
      Таблица 2.1 – Технические характеристики трансформатора
Тип трансфор-матора
Sн, МВА
UВН,
кВ
UНН,
кВ
UкВ-Н, %
UкН1-Н2, %
?Pкз, кВт
?Pх, кВт
Ix, %
ТРДНС – 25000/35
25
36,75
10,5
10,5
30
115
25
0,65
      
     Uвн - номинальное напряжение высшей обмотки, кВ;
     Uнн– номинальное напряжение низшей обмотки трансформатора, кВ; 
     Uк - напряжение короткого замыкания, %;
     ?Pкз- значение потерь активной мощности при коротком замыкании, кВт;
     Ix - значение потерь холостого хода трансформатора, %;
     ?Pх- значение потерь активной мощности холостого хода трансформатора, кВт;
      В трансформаторах с расщепленной обмоткой низшего напряжения годовые потери ?Wр.год, кВт?ч, определяют по формуле 
      ,     (2.7)
      где - приведенные потери активной мощности холостого хода трансформатора, кВт, определим по формуле
      ,			  (2.8)
      - приведенные потери активной мощности короткого замыкания, кВт
      ,		   (2.9)
     где Кэк=0,08 - Экономический коэффициент приведения для трансформаторов системных подстанций.
      Реактивные потери холостого хода трансформатора , квар, определим по формуле
      ,				        (2.10)
      Реактивные потери короткого замыкания трансформатора , квар, определим по формуле                
      ,				        (2.11)                                          
      Нагрузочные потери  обмоток Ркз,НН1=Ркз,НН2=0,5Ркз,ВН-НН.
      Потери на трансформацию между обмотками НН не учитываем, так как такие режимы работы трансформатора, как правило, не допускаются. 
      Приведенные потери активной мощности холостого хода трансформатора ТРДНС – 25000/35:
 кВт
      Приведенные потери активной мощности короткого замыкания для  трансформатора ТРДНС – 25000/35:
 кВт
      Аналогично проводим расчёт для стороны НН.
      Расчет приведенных значений потерь холостого хода и короткого замыкания сводим в таблицу 2.2
      
      
      
      
      Таблица 2.2 - Приведенные значения потерь холостого хода и короткого замыкания трансформаторов
Марка трансфор-матора
Ркз,,
кВт
Рхх,
кВт
Qкз.,
квар
Qхх.,
квар
Р’кз,ВН,
кВт
      
Р’кз,НН,
кВт
      
Р’хх,
кВт
ТРДНС – 25000/35
115,0
25,0
2625,0
162,5
325,0
162,5
38,0
      
      Для подстанции с трансформаторами ТРДНС – 25000/35:
=2192,04,
т кВтч/год;
      Мощность, при которой экономически целесообразно отключить один из n трансформаторов, , МВА, определяется по формуле:
      		
.
      
     2.3  Выбор главной схемы электрических соединений подстанции
     
      Для выбора главной схемы электрических соединений подстанции необходимо вычислить величину максимального рабочего тока в цепи трансформатора 
А.
     Учитывая, что потребители I и II категории составляют 70% от общего числа потребителей, выбираем схему для РУ 35 кВ «Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий», а для РУ 10 кВ схему «Две одиночные, секционированных выключателем системы шин» [27,16,12,25,18]. Упрощенная главная схема электрических соединений подстанции приведена на рисунке 2.3. 
     
     
      Рисунок 2.3 – Упрощенная главная схема электрических соединений
      подстанции
     
     От проектируемой ПС напряжением 35\10 кВ с установленными трансформаторами ТРДНС-25000/35 кВАосуществляется питание электроэнергией потребителей сельскохозяйственного района. Ввод на ПС осуществляется двумя воздушными линиями W1 и W2, с трансформацией напряжения 35 кВ. 
     Однолинейная главная схема электрических соединений проектируемой подстанции представлена на листе КФБН.130302.949-02 Э3 графической части ВКР. 
     
     2.4  Расчет токов короткого замыкания
     
      Для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики проводимрасчеты токов КЗ [24,22].
      Выберем расчетное время КЗ, которое необходимо для следующего:
       проверки электрооборудования на электродинамическую стойкость – tрасч=0 сек (для определения периодической слагающей тока трехфазного КЗ) и tрасч=0,01 сек (для ударного тока трехфазного КЗ);
       проверки электрооборудования на термическую стойкость,  вычисляют по формуле
      ,	с
      где	 - расчетное время срабатывания релейной защиты (определяется по условиям селективности); можно принять равным с;
      	 - собственное время отключения выключателя вместе с приводом; можно принять равным с.
       проверки на отключающую способность  вычисляют по формуле
      	с
      где	 - основное время срабатывания релейной защиты (определяется по условиям селективности); можно принять , с [12].
     Для расчета токов короткого замыкания составляем  однолинейную схему замещения электроснабжения района, представленную на рисунке 2.5. Выбираем расчетные точки короткого замыкания К1 – на стороне высшего напряжения трансформатора, К2 – на стороне низшего напряжения трансформатора. Для снижения уровня тока короткого замыкания трансформаторы ПС работают раздельно.
     Принимаем за базисные условия Sб = 100 МВА; UБI = 37,5 кВ; UБII=10,5 кВ. Определим сопротивления элементов схемы замещения, приведенной на рисунке 2.4.
     
      Рисунок 2.4 - Схема замещения сетевого района
      Система                                                                           (2.21)
     
             ТрансформаторыТ3
                                           (2.22)
       Линия W1	
                                         (2.23)
     где х0 = 0,4 Ом/км – удельное сопротивление ВЛ [2].

     Для проектируемой ПС трансформаторы Т1 тип  ТРДНС-25000/35/10
     Sн = 25 МВА;  uк% =11,5%;  	


       Линия W2:		

     Трансформаторы Т2
      Определяем напряжения короткого замыкания:  



     Определяем индуктивные сопротивления схемы замещения:



       Генераторы:
     (2.24)
     где  - переходное сопротивление генератора, для генератора мощностью 100 МВт  составляет 0,192 о.е.

      Расчет тока короткого замыкание в точке К1
     Определяем результирующее сопротивление со стороны системы  до точки К1: 

     Определяем результирующее сопротивление со стороны генераторfG до точки К1:

      Получаем преобразованную схему замещения (рисунок 2.5)
      
     Результаты расчета токов КЗ в точке К1  представлены в таблице 2.3.
      Расчет тока короткого замыкание в точке К2
     Определяем результирующее сопротивление со стороны системы до точки К2:
     
     Определяем результирующее сопротивление со стороны ТЭЦ до точки К2

      Получаем преобразованную схему замещения (рисунок 2.6).
      
      
      Рисунок 2.6 - Преобразованная схема замещения относительно точки К2
     
     Результаты расчета токов КЗ в точках К1 и К2  представлены в таблице 2.3.
     
      Таблица 2.3 - Сводная таблица результатов расчета токов трехфазного КЗ
Точка
КЗ
Uб,
кВ
Источник
      Токи трехфазного КЗ, кА
      
      
      





К1
      115
Система
0,24
0,24
0,19
0,55
0,24+0,19=
=0,53
      
      
G  ТЭЦ
5,04
4,94
6,56
14,1
4,94+6,56=
=13,5
      
      
Итого К1
5,28
5,18
6,75
14,65
14,08
К2
      10,5
Система
0,75
0,75
0,03
1,45
0,75+0,03=
=0,03
      
      
G  ТЭЦ
8,51
8,34
0,36
16,49
8,34+0,36=
=12,1
      
      
Итого К2
9,26
9,09
0,39
17,94
12,18
      
      Расчеты токов КЗ показали, что значения токов КЗ получились меньше, чем Iном,отк вакуумных или элегазовых выключателей, поэтому дополнительного ограничения на подстанции уровней токов КЗ не требуется. 
      
     2.5Выбор основного оборудования и токоведущих частей
     2.5.1 Расчет токов продолжительного режима
      Цепь трансформатора с расщепленной обмоткой на подстанции. 
      На стороне ВН, и НН токи нагрузки , , , , вычисляют по следующим формулам [12,22].
     На стороне ВН:		
А, А;
     На стороне НН:		
А,
А;
      На отходящих фидерах НН:	
А;
А.
       - количество отходящих линий (по заданию 8).
     
     2.5.2 Выбор шин распределительных устройств и силовых кабелей
     Выбор жестких шин
      В комплектных РУ 10 кВ сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Так как расчетный ток А, то применяются одно- и двухполосные шины [11,25,26].
мм2
      гдеА/мм2 для Тmax=5000-8760 ч
      Выбираем однополосные алюминиевые шины прямоугольного сечения 80?12мм [25,26] расположенные на ребро, окрашенные.
      Проверка жестких шин
       По допустимому току на шины выбранного сечения
     АА
       Проверка сборных шин на термическую стойкость
      По таблице 2.3кА, тогда тепловой импульс тока КЗравен:
 кА2?с,
      Минимальное сечение по условию термической стойкости :
мм2,
      гдеС – постоянная для алюминиевых шин, принимаем по [12] , А?с1/2/мм2.
       Проверка шин на механическую прочность
      По таблице 2.6кА.
      Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ:
Н,
      - расстояние между соседними фазами; можно принять м.
      Момент сопротивления прямоугольной шины расположенной на ребро относительно оси перпендикулярной действию усилия , м3:
м3,
     где	h – высота однополосной шины прямоугольного сечения; 2мм;	
     b – ширина однополосной шины прямоугольного сечения; мм.
     Напряжение в материале однополосной шины прямоугольного сечения, возникающее при воздействии изгибающего момента :
МПа,
      - длина пролета между опорными изоляторами вдоль шинной конструкции, м.
     Таким образом,  МПа	МПа, т. е. шины проходят по условию механической прочности.
      Результаты расчетов по выбору жестких шин сведем в таблицу 2.4.
      Выбираем на стороне ВН трубчатые алюминиевые шины поА,[11,12,22,25] принимаем алюминиевые трубы с параметрами
      мм, мм,  А
      Проверка трубчатых шин
      1) По допустимому току на шины выбранного сечения
     А		А
      2) Проверка сборных шин на термическую стойкость
      По таблице 2.3кА, тепловой импульс тока КЗ:
      кА2?с,
      Минимальное сечение по условию термической стойкости , вычисляют по формуле
мм2,
      гдеС – постоянная для алюминиевых шин, принимаем по [3] , А?с1/2/мм2.
      3) Проверка шин на механическую прочность
      По таблице 2.3кА.
      Момент сопротивления трубчатой шины , м3, вычисляют по формуле
м3,
 Н м
МПа
     Таким образом,  МПаМПа, т. е. шины проходят по условию механической прочности.
     Выбор гибких шин
      В ОРУ 35 кВ применяются гибкие шины, выполненные проводами марки АС. Гибкие провода применяются для соединения блочных трансформаторов с ОРУ [25,22,12].
      Выбор гибких шин ВН.
      Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке.
      Наибольший ток нормального режима А.
      По [25] принимаем провод марки АС-150/24, наружный диаметр провода мм, допустимой токовой нагрузкой  А.
      Проверка гибких шин ВН 
       Проверку гибких шин на нагрев (по допустимому току)
      А		A
       Проверка на термическую стойкость не проводится т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе, а поверхность охлаждения достаточно большая.
       Проверку гибких шин электродинамическую стойкость не проводим, ввиду больших расстояний между фазами и незначительных при этом сил взаимодействия, также выбранное сечение удовлетворяет условию проверки на коронирование.
      Выбор кабелей на отходящих фидерах	
      Потребители 10 кВ, получают питание по кабельным линиям, которые прокладываются по воздухе. Для присоединений потребителей собственных нужд подстанций к соответствующим шинам также используются кабели 6 и 0,4 кВ[25]. 
     Выбор кабелей на отходящих фидерах НН
      Наибольший ток нормального режимаА.
      Выбираем кабель АСБ, кВ
      Рассчитаем экономическое сечение ,по экономической плотности тока А/мм2 [12,22,25]
мм2
      По [11,25] принимаем трехжильный кабель 3?120 мм2, сечением мм2,  допустимой токовой нагрузкойА, 
      Проверка кабелей на отходящих фидерах НН
       Проверку кабелей на нагрев (по допустимому току) выполняют по формуле
      АА
       Для проверки кабеля по термической стойкости определяем тепловой импульс , тока
кА2?с
      Минимальное сечение по условию термической стойкости , вычисляют по формуле
мм2,
      гдеС – постоянная для кабелей с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами, принимаем по [25] , А?с1/2/мм2, что меньше выбранного сечения 120 мм2. 
      Выбор вводных шин на стороне НН
      Выбор производим по допустимой токовой нагрузке, принимаем АС-330/43 , где   
      А Fрасч для обоих типов изоляторов, значит изоляторы механически прочны.
     По номинальному напряжению Uуст = Uном (10 = 10 кВ);
     По номинальному току Imax