Расчетный ток, протекающий по одной линии в нормальном режиме при максимальных нагрузках

Расчет электрических нагрузок подстанции

Для определения расчетных электрических нагрузок подстанции на первоначальном этапе проектирования используется метод коэффициента спроса.

Исходными данными для расчета нагрузок являются установленные мощности по основным потребителям подстанции.

Выражение для определения расчетной нагрузки

Р_р=Р_уст·К_с, (1)

где Р_р– расчётная нагрузка, кВт;

Р_уст- установленная мощность потребителя, кВт;

К_с- коэффициент спроса.

Расчетная нагрузка потребителя может быть также определена

Р_р= , (2)

где Р_р – расчётная нагрузка потребителя, кВт;

U_н- номинальное напряжение потребителя, кВ;

I-нагрузочный ток, А;

cos - коэффициент активной мощности.

Принимается cos =0,9.

Q_р=Р_р·tg , (3)

где Р_р – расчётная нагрузка потребителя, кВт;

tg - коэффициент реактивной мощности;

Q_р- полная реактивная нагрузка подстанции, квар.

S_р= (4)

где S_р - полная расчетная нагрузка подстанции, кВА;

Р_р – расчётная нагрузка потребителя, кВт;

Q_р- полная реактивная нагрузка подстанции, квар.

Расчет электрических нагрузок потребителей сводится в таблицу 1

Таблица 1 – Расчет электрических нагрузок подстанции

Наименование потребителей	P_уст,кВт	cos / tg	К_с	Расчетная нагрузка	I,A
						P_p, кВт	Q_p,квар	S_p, кВА

Нагрузка по 6 кВ
с-з Комарова (яч. 3)		779,5	0,85/0,62	0,6	467,7	224,5	518,8
ц.у.Комарова (яч. 5)		2286,3	0,85/0,62	0,75	1714,7	823,1
Пр.Кумак (яч. 10)			0,9/0,48	0,65	779,4	374,1	864,5
Тикаши (яч. 11)	1079,2	0,9/0,48	0,65	701,5	336,7	778,1
Итого по 6 кВ				3663,3	1758,4	4063,5
Нагрузка по 35 кВ
ВЛ Адамовка		3357,5	0,9/0,48	0,65	2182,4
ВЛ Ореховка		4616,9	0,9/0,48	0,65		1440,4	3328,8
ВЛ В-1		2938,5	0,9/0,48	0,65		916,6
ВЛ Насосная		2098,5	0,9/0,48	0,65
Итого по 35кВ					8457,4		9381,4

Полная активная нагрузка подстанции

Р_р=(Р₆+Р₃₅+ Р_л+ Р_т) ·К_совм, (5)

где Р_р - полная активная нагрузка подстанции, кВт;

Р₆-суммарная активная нагрузка потребителей 6кВ, кВт;

Р₃₅-суммарная активная нагрузка потребителей 35кВ, кВт;

Р_л- суммарные потери мощности в линиях, кВт;

Р_т- суммарные потери мощности в трансформаторах, кВт;

К_совм- коэффициент совмещенности.

Принимается К_совм=0,9 из справочника.

Р_л=0,02·S_нн, (6)

где Р_л- суммарные потери мощности в линиях, кВт;

S_нн- полная нагрузка подстанции без учета потерь мощности в линиях

и трансформаторах, кВА.

S_нн= , (7)

где S_нн - полная нагрузка подстанции без учета потерь мощности в линиях и

трансформаторах, кВА;

Q₆-суммарная реактивная нагрузка потребителей 6 кВ, квар;

Q₃₅- суммарная реактивная нагрузка потребителей 35 кВ, квар.

Р_6,Р_35,Q_6,Q₃₅определяются из таблицы 1.

S_нн= =13445 кВА

Р_л=0,02·13445=268,9 кВт

Р_т=0,03·S_нн (8)

где Р_т - суммарные потери мощности в трансформаторах, кВт;

S_нн- полная нагрузка подстанции без учета потерь мощности в линиях

и трансформаторах, кВА.

Р_т =0,03·13445=403,4 кВт

Полная реактивная нагрузка подстанции

Q_р=(Q₆+Q₃₅+ Q_т) ·К_совм, (9)

где Q_р- полная реактивная нагрузка подстанции, квар;

Q₃₅-суммарная реактивная нагрузка потребителей 35кВ, квар;

Q_т- суммарные потери мощности в трансформаторах, квар.

Q_т=0,1·S_нн (10)

где Q_т- суммарные потери мощности в трансформаторах, квар;

S_нн- полная нагрузка подстанции без учета потерь мощности в линиях

и трансформаторах, кВА.

Q_т=0,1·13445=1344,5 квар

Р_р=(3663,3+8457,4+268,9+403,4) ·0,9=11514 кВт

Q_р=(1758,4+4060+1344,5) ·0,9=6446,6 квар

Полная расчетная нагрузка подстанции определяется по формуле (4).

S_р= =13195,9 кВА

Для определения годового расхода электроэнергии и времени использования максимальной нагрузки строится годовой график по

продолжительности (рисунок 2) в зависимости от суточных графиков нагрузки зимнего и летнего дня (рисунок 1). Летний суточный график нагрузки на 20% ниже зимнего суточного графика нагрузки. Число суток зимой- 213, летом- 152.

Годовой расход электроэнергии (годовое электропотребление)

W_год= , (11)

где Р_i_з- ступень зимнего суточного графика, о.е.;

Р_i_л- ступень летнего суточного графика, о.е.;

t_i_з- длительность ступени зимнего суточного графика, ч;

t_i_л- длительность ступени летнего суточного графика, ч;

W_год – годовой расход электроэнергии, ч*о.е.

Р_i_з, Р_i_л, t_i_з, t_i_л определяются по графику рисунка 1.

Рисунок 1- Суточный график нагрузки зимнего и летнего дня

W_год=

+ =5829 ч·о.е.

Рисунок 2- Годовой график нагрузки по продолжительности.

Время использования максимальной нагрузки:

Т_max= , (12)

где Р_max=1,0 о.е. –максимум нагрузки суточного графика, определяемый по рисунку 1;

Т_max – время использования максимальной нагрузки, ч.

Т_max= =5829 ч

Время наибольших потерь

(13)

где - время наибольших потерь, ч;

Т_max – время использования максимальной нагрузки, ч.

=4377 ч

2.1.2 Выбор рационального напряжения

Номинальное напряжение электрической сети существенно влияет как на ее технико-экономические показатели, так и на технические характеристики. Например, при повышении номинального напряжения

уменьшаются потери мощности и электроэнергии, то есть снижаются эксплуатационные расходы, снижаются сечения проводов и затраты металла на сооружение линий, возрастают предельные мощности, передаваемые по линиям, облегчается будущее развитие сети, но увеличиваются капитальные вложения на сооружения сети.

Ориентировочно значение номинального напряжения можно определить по значению передаваемой мощности и расстоянию, на которое она передается по формуле Илларионова:

U_ном= , (14)

где Р – передаваемая мощность, мВт;

l – длина линий электропередачи, км;

U_ном – номинальное напряжение, кВ.

Длина линии до подстанции «Киембай» l=24,8 км

U_ном= 65 кВ

Подстанция «Прийск-Кумак» питается по ВЛ-110 кВ от подстанции «Киембай» и питает подстанцию «Светлинская» по ВЛ-110 кВ, поэтому принимается высшее напряжение на шинах подстанции U_ном=110 кВ.

2.1.3 Выбор числа и мощности трансформаторов подстанции

Число трансформаторов определяется в зависимости от категорий потребителей. Так как основную часть нагрузки составляют потребители I и II категории, то выбирается двухтрансформаторная подстанция. При проектировании мощность трансформаторов принимается такой, чтобы обеспечивалось питание полной нагрузки при работе транформаторов в нормальных условиях с коэффициентом загрузки =0,7-0,75. При выходе одного трансформатора или линии из строя второй трансформатор не должен быть перегружен более чем на 40% в течении 5 суток по 6 часов в каждые

сутки. Поэтому при выборе номинальной мощности трансформатора на подстанции 110/35/6кВ можно руководствоваться таким соотношением мощности S _тн и расчетной нагрузки S_p

S_тн , (15)

где S_тн– расчётная мощность подстанции, кВА;

S – расчетная нагрузка подстанции, кВА.

S _тн =9426 кВА

Выбор мощности трансформаторов подстанции производится в соответствии с ГОСТ 14209-85. Для максимального суточного графика работы потребителей по рисунку 3 находится среднеквадратичная мощность графика, при которой К=1

S_ск= , (16)

где S_ск – среднеквадратичная мощность, о.е.;

S_i – ступень зимнего суточного графика, о.е.;

Т_i – длительность суточной ступени графика, ч.

S_ck= =0,732

S_ск можно принять за ориентировочную суммарную номинальную мощность трансформаторов подстанции, ориентировочная мощность одного трансформатора

S_ор= (17)

где S_ор – ориентировочная мощность одного трансформатора, кВА;

S_ск – среднеквадратичная мощность, о.е.;

S – расчетная нагрузка подстанции, кВА.

S_ор= =4830 кВ А

Принимаются два трансформатора по 6,3 МВА.

Рисунок 3 – Суточный график работы потребителей

Значение суммарной номинальной мощности трансформаторов подстанции в процентах от S_рп

S = (18)

где S – расчетная нагрузка подстанции, кВА;

S_н_m - расчётная мощность подстанции, кВА;

S_н_m_Σ - значение суммарной номинальной мощности трансформаторов подстанции в процентах;

S = =0,95

Пересечением линии S c графиком (рис.3) находится зона перегрузки. Выбранные трансформаторы проверяются по допустимой систематической

перегрузке, определяется коэффициент начальной загрузки

К₁=(19)

где К₁– коэффициент начальной загрузки;

S_н_m_Σ - значение суммарной номинальной мощности трансформаторов подстанции в процентах;

S_i – ступень зимнего суточного графика, о.е..

К₁==0,70

Коэффициент перегрузки

К₂==1,05

При t_п=2ч и К₁=0,7 К_2доп=1,88. В нормальном режиме трансформаторы испытывают перегрузку, так как S < S_рп. При проверке трансформаторов в аварийном режиме определяется коэффициент аварийной перегрузки

К_ав=(20)

где К_ав – коэффициент аварийной загрузки;

S_н_m_Σ - значение суммарной номинальной мощности трансформаторов подстанции в процентах;

S_i – ступень зимнего суточного графика, о.е..

К_ав= =1,54 о.е.

Время перегрузки в аварийном режиме h_ав=24ч.

При средневероятной температуре охлаждения среды для зимнего времени для Оренбургской области Q_охл= -13,4^оС допустимый коэффициент аварийной перегрузки К_ав.доп.=1,534. Таким образом, в аварийном режиме трансформаторы испытывают перегрузку, так как К_ав > К_ав.доп.

Так как время перегрузки трансформатора в нормальном режиме h=2ч, целесообразно было бы использовать трансформаторы с S_тн=6,3 МВА с

форсировкой охлаждения, но в связи с перспективами развития электрических сетей Ясненского района и увеличения расчетной нагрузки подстанции, этот вариант не может быть принят. Кроме того, трансформаторы 6,3 МВА не прошли проверку на аварийную перегрузку. Поэтому принимается к установке на подстанции два трансформатора типа ТДТН-10000/110-У1 по ПУЭ (трансформатор трехфазный, охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла, трехобмоточный с регулированием напряжения под нагрузкой).

Номинальные данные трансформаторов сводятся в таблицу 2.

Таблица 2 – Номинальные данные трансформаторов

Тип трансфор матора	S_нт, МВА	Uобмоток, кВ	Схема и группа соединений	Р, кВТ	Uк, %	I_х, %
ВН	СН	НН	Р_хх	Р_к	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
ТДТН- 10000/110-У1			38,5		Yо/Yо/ -0-11			10,5	1,1

Выбранные трансформаторы имеют следующие пределы РПН в нейтрали обмотки ВН: (.

Потери активной мощности в трансформаторах

, (21)

где Р_х- потери холостого хода в трансформаторе, определяются по таблице

2, кВт;

Р_квн, Р_ксн, Р_кнн- потери короткого замыкания в металле обмоток,

кВт;

К_звн, К_зсн, К_знн- коэффициент загрузки трансформаторов.

К_звн= , (22)

где S_вн- мощность обмотки ВН, кВА;

S_н_m - расчётная мощность подстанции, кВА;

К_звн, К_зсн, К_знн- коэффициент загрузки трансформаторов.

К_звн= =0,66

К_зсн= =0,47

К_знн= =0,20

Р_квн= Р_ксн= Р_кнн =40 кВт по таблице 2.

=101,7 кВт

Потери реактивной мощности в трансформаторах

, (23)

U_кв%=0,5· (U_кв-с%+U_кв-н%-U_кс-н%), (24)

где U_кв-с%,U_кв-н%,U_кс-н%- паспортные напряжения короткого замыкания трансформатора, определяемые по таблице 2, %;

S_н_m - расчётная мощность подстанции, кВА;

- потери реактивной мощности в трансформаторах, квар;

К_звн, К_зсн, К_знн- коэффициент загрузки трансформаторов.

U_кв%=0,5· (10,5+17-6)=10,75%

U_кс%=0,5· (U_кв-с%+ U_кс-н%- U_кв-н%)

U_кс%=0,5· (10,5+6-17)= 0%

U_кн%=0,5· (U_кв-н%+ U_кс-н%- U_кв-с%)

U_кн%=0,5· (17+6-10,5)= 6,25%

=1206,5 квар

Потери электроэнергии в трансформаторах

, (25)

где берется из пункта 2.1.1.

- потери электроэнергии в трансформаторах;

К_звн, К_зсн, К_знн- коэффициент загрузки трансформаторов;

Р_квн= Р_ксн= Р_кнн =40 кВт по таблице 2.

Принимается Т_г=8760ч, Т_max_с=5800 ч, Т_max_н=4300 ч, а и определяются аналогично по формуле (13)

=4341,6 ч

=2688,6 ч

=640,8

2.1.4 Выбор схемы электрических соединений подстанции

Основные требования к схемам электрических соединений

Схема должна обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями потребителей подстанции с учетом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания.

Схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети.

Схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановление питания потребителей в послеаварийном режиме без вмешательства персонала.

Схема должна допускать поэтапное развитие распределительного устройства с переходом от одного этапа к другому без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей.

Число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного распределительного устройства должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырех при повреждении трансформатора.

Выбор схемы и напряжения внешней сети производится на основе технико- экономического сравнения возможных вариантов.

Главная схема подстанции проектируется на основании разработанной схемы развития электрических сетей системы.

Выбор главной схемы электрических соединений подстанции

В существующая схеме электрических соединений подстанции «Прийск-Кумак» нет автоматической ремонтной перемычки с разъединителями, которая необходима для обеспечения транзита мощности на подстанцию «Светлинская» при ремонте выключателя в автоматической рабочей перемычке, поэтому выбирается схема мостика с выключателем в цепях трансформаторов (рисунок 5.1), с автоматической рабочей перемычкой выключателем и автоматической ремонтной перемычкой с разъединителями, необходимой при выводе в ремонт выключателя Q₃. Сборные шины 35 и 6 кВ секционированы с выключателями, что повышает надежность электроснабжения потребителей, а также позволяет включать трансформаторы как на параллельную, так и на раздельную работу. Устройство АВР предназначено для автоматического включения секционных

выключателей 6 и 35 кВ при аварийном отключении одного из трансформаторов. В схеме имеются реакторы в нейтралях трансформаторов для компенсации ёмкостных токов на землю.

В нормальном режиме работы питание осуществляется по двухцепной ВЛ-110 кВ от подстанции «Киембай», трансформаторы Т1 и Т2 работают раздельно. Секционный выключатель по стороне 35 кВ разомкнут, по 6 кВ – замкнут, ввод по 6 кВ осуществляется со стороны трансформатора Т2, включены выключатель и разъединители в рабочей автоматической перемычке. С шин 110 кВ подстанции «Прийск-Кумак» отходит ВЛ-110 кВ на подстанцию «Светлинская».

Для вывода в ремонт трансформатора Т1 замыкают секционный выключатель Q₆ по 35 кВ, переводя трансформаторы на параллельную работу, затем отключают вводной выключатель Q₄ по 35 кВ трансформатора Т1, создавая холостой ход трансформатора. Затем отключается выключатель 110 кВ Q₁ в цепи трансформатора Т1 – трансформатор Т1 отключен. С помощью разъединителей создаются видимые разрывы.

При коротком замыкании в точке К-1 отключаются вводной выключатель 1 секции шин Q₄ по 35 кВ, включается секционный выключатель Q₆ по 35 кВ для обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей, присоединенных к шинам трансформатора Т 1, отключается выключатель Q₁.

При коротком замыкании в точке К-2 Q₄ отключается релейной защитой, затем под действием АВР кратковременно включается секционный выключатель 35 кВ Q₆ на короткое замыкание и отключается устройствами релейной защиты.

При коротком замыкании в точке К-3 Q₈ отключается релейной защитой, затем отключается секционный выключатель 6 кВ Q₉ и включается Q₇.

Рисунок 4 – Существующая схема электрических соединений подстанции «Прийск-Кумак»

Рисунок 5 – Выбранная схема электрических соединений подстанции «Прийск-Кумак»

2.1.5 Расчет токов короткого замыкания

Вычисление токов короткого замыкания производится для определения условий работы потребителей при аварийных режимах, выбора электрических аппаратов, шин, изоляторов, силовых кабелей, проектирования и настройки

устройств релейной защиты, проектирования защитных заземлений, подбора характеристик ограничителей перенапряжения для защиты от перенапряжений.

Для расчета токов короткого замыкания по расчетной схеме (рисунок 5) составляется схема замещения, в которую вводятся все источники питания, участвующие в питании места короткого замыкания, и все сопротивления, по которым проходит рассчитываемый ток короткого замыкания, а также намечаются вероятные точки для расчета токов короткого замыкания.

В трехфазных цепях переменного тока напряжением выше 1 кВ расчет токов короткого замыкания выполняется в относительных единицах, при этом необходимо задаться базисными условиями: базисным напряжением U_срб и базисной мощностью S_б. S_б для всех ступеней напряжения цепи короткого замыкания принимают одну и ту же S_б=100 МВА

В целях упрощения расчетов для каждой электрической ступени вместо действительного напряжения принимают его среднее значение U_ср по следующей шкале:6,3;10,5;37;115.

U_срб1=115 кВ

U_срб2=37 кВ

U_срб3=6,3 кВ

Базисный ток

I_б= (26)

где I_б– базисный ток, кА;

U_срб – действительное среднее напряжение, кВ;

S_б=100 МВА – базисная мощность.

I_б1= =0,502 кА

I_б2= =1,56 кА

I_б3= =9,164 кА

Рисунок 6- Схема замещения для расчета токов короткого замыкания

Сопротивление системы

х_с= , (27)

где х_с - сопротивление системы в относительных единицах(о.е.);

=100 МВА – базисная мощность;

S_с- мощность короткого замыкания системы, МВА.

х_с= =0,075 о.е.

Сопротивление воздушной линии:

х_л=х_о·l· , (28)

где х_л - сопротивление воздушной линии;

х_о- удельное сопротивление воздушной линии, Ом/км;

=100 МВА – базисная мощность;

U_срб1=115 кВ – базисное напряжение на стороне ВН;

l- длина воздушной линии, км.

Принимается х_о=0,4 Ом/км.

х_л1=0,4· (14,4+78,1+1,8+65) · =0,48 о.е.

х_л2=0,4·24,8· =0,075 о.е.

Сопротивление обмотки ВН трансформатора

х_тв= , (29)

где х_тв - сопротивление обмотки ВН трансформатора в о.е.;

=100 МВА – базисная мощность;

U_кз= 10,75% -напряжение короткого замыкания на высокой стороне;

S_нт= 100 МВА –номинальная мощность трансформатора, МВА.

х_тв= =1,075 о.е.

Сопротивление обмотки СН трансформатора

х_т_c= , (30)

где U_кс% -напряжение короткого замыкания на средней стороне, %;

х_т_c - сопротивление обмотки СН трансформатора;

S_нт= 100 МВА –номинальная мощность трансформатора, МВА.

=100 МВА – базисная мощность;

х_тс= =0 о.е.

Сопротивление обмотки НН трансформатора

х_тн= , (31)

где U_кн% -напряжение короткого замыкания на низкой стороне, %;

х_тн - сопротивление обмотки СН трансформатора;

S_нт= 100 МВА –номинальная мощность трансформатора, МВА.

=100 МВА – базисная мощность;

х_тн= =0,625 о.е.

Расчет для точки К1

х_экв1= х_с+х_л1, (32)

где х_л - сопротивление воздушной линии;

х_с - сопротивление системы в относительных единицах(о.е.).

х_экв1= 0,075+0,48=0,555 о.е.

Трехфазный ток короткого замыкания

I ⁽³⁾_к1= · I_б1, (33)

где Е_с^”=1 сверхпереходная ЕДС системы;

I ⁽³⁾_к1 – трёхфазный ток короткого замыкания в точке К1.

I ⁽³⁾_к1= ·0,502=0,905 кА.

Ударный ток короткого замыкания

i_уд1=_,(34)

где К_уд1=1,7 ударный коэффициент из справочника;

i_уд1 - ударный ток короткого замыкания;

I ⁽³⁾_к1 – трёхфазный ток короткого замыкания в точке К1.

i_уд1==2,18 кА

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:

i , (35)

где t- расчетное время, для которого определяются токи короткого замыкания, с;

Т_а1=0,03с - время затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания из справочника;

I ⁽³⁾_к1 – трёхфазный ток короткого замыкания в точке К1.

t=t_св+t_рз1, (36)

где t_св=0,05 с - собственное время срабатывания выключателя из справочника;

t_рз1=2 с - время срабатывания релейной защиты из справочника.

t=0,05+2=2,05 с

i ^≈0 кА

Тепловой импульс среднеквадратичного тока

В_к1=I ⁽³⁾_к1²·t_отк1+I ⁽³⁾_к1²·T_а1, (37)

где t_отк=0,25с время отключения выключателя,;

В_к1- тепловой импульс среднеквадратичного тока;

I ⁽³⁾_к1 – трёхфазный ток короткого замыкания в точке К1;

Т_а1=0,03с - время затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания из справочника.

В_к1=0,905²·2,05+0,905²·0,03=1,7 кА²с.

Двухфазный ток короткого замыкания

I_к1⁽²⁾= ·I ⁽³⁾_к1 (38)

где I ⁽³⁾_к1 – трёхфазный ток короткого замыкания в точке К1;

I_к1⁽²⁾ – двухфазный ток короткого замыкания.

I_к1⁽²⁾=0,87·0,905=0,787 кА.

Расчет для точки К2

х_экв2= х_с+х_л1+х_тв+х_тс(39)

где х_л - сопротивление воздушной линии;

х_с - сопротивление системы в относительных единицах(о.е.).

х_т_c - сопротивление обмотки СН трансформатора (о.е.);

х_тв - сопротивление обмотки ВН трансформатора в о.е..

х_экв2= 0,075+0,48+1,075+0=1,63

Трехфазный ток короткого замыкания

I ⁽³⁾_к2= · I_б2, (40)

где I ⁽³⁾_к2 - трехфазный ток короткого замыкания,кА;

Е_с^”=1 сверхпереходная ЕДС системы.

I ⁽³⁾_к2= ·1,56=0,957 кА.

Ударный ток короткого замыкания:

i_уд2=_,(41)

где К_уд2=1,608 -ударный коэффициент из справочника;

i_уд2 - ударный ток короткого замыкания в точке К2;

I ⁽³⁾_к2 - трехфазный ток короткого замыкания,кА.

i_уд2==2,18 кА

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:

i , (42)

где T_а2-время затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, с;

I ⁽³⁾_к2 - трехфазный ток короткого замыкания, кА;

i_аτ2 – апериодическая составляющая тока короткого замыкания, кА.

T_а2=0,02с

t_св=0,05 с

t_рз2=1,5 с

t₂=0,05+1,5=1,55 с

i =0 кА

Тепловой импульс среднеквадратичного тока

В_к2=I_к2²·t_отк2+ I_к2²·T_а2, (43)

где t_отк2- время отключения выключателя, с;

В_к2 - тепловой импульс среднеквадратичного тока в точке К2, кА²·с;

T_а1-время затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, с;

I_к2⁽²⁾- двухфазный ток короткого замыкания.

t_отк2=1,55 с

В_к2=0,957²·1,55+0,957²·0,02=1,44 кА²·с

Двухфазный ток короткого замыкания

I_к2⁽²⁾=0,87·I ⁽³⁾_к2, (44)

где I_к2⁽²⁾- двухфазный ток короткого замыкания;

I ⁽³⁾_к2 - трехфазный ток короткого замыкания,кА.

I_к2⁽²⁾=0,87·0,957=0,833 кА.

Расчет для точки К3

х_экв3= х_с+х_л2+х_тв+х_тн(45)

где х_л2 - сопротивление воздушной линии;

х_с - сопротивление системы в относительных единицах(о.е.).

х_тн - сопротивление обмотки СН трансформатора (о.е.);

х_тв - сопротивление обмотки ВН трансформатора в о.е..

х_экв3=0,075+0,075+1,075+0,625=1,85

Трехфазный ток короткого замыкания

I ⁽³⁾_к3= · I_б3 (46)

где I ⁽³⁾_к3 – трёхфазный ток короткого замыкания, кА;

Е_с^”=1 сверхпереходная ЕДС системы;

х_экв3 – эквивалентное сопротивление воздушной линии в точке К3.

I ⁽³⁾_к3= ·9,164=4,95 кА.

Ударный ток короткого замыкания

i_уд3=_,(47)

где К_уд3- ударный коэффициент;

I ⁽³⁾_к3 – трёхфазный ток короткого замыкания, кА;

i_уд3 – ударный ток короткого замыкания, кА.

К_уд3=1,85

i_уд3==12,95 кА

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания

i , (48)

где T_а3-время затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, с;

I ⁽³⁾_к3 – трёхфазный ток короткого замыкания, кА;

i - апериодическая составляющая тока короткого замыкания, кА.

T_а3=0,05 с

t_св=0,05 с

t_рз3=1с

t₃=0,05+1=1,05 с

i =0 кА

Тепловой импульс среднеквадратичного тока

В_к3=I ⁽³⁾_к3²·t_отк3+ I ⁽³⁾_к3²·^.T_а3, (49)

где В_к3 - тепловой импульс среднеквадратичного тока, кА²с;

I ⁽³⁾_к3 – трёхфазный ток короткого замыкания, кА;

t_отк3- время отключения выключателя, с.

t_отк3=1с

В_к3=4,95²·1,05+4,95²·0,05=26,95 кА²с

Двухфазный ток короткого замыкания

I_к3⁽²⁾=0,87·I ⁽³⁾_к3 (50)

где I ⁽³⁾_к3 – трёхфазный ток короткого замыкания, кА;

I_к3⁽²⁾- двухфазный ток короткого замыкания, кА.

I_к3⁽²⁾=0,87·4,95=4,31 кА.

Результаты расчетов сводятся в таблицу 3.

Таблица 3 – Расчёт токов короткого замыкания

Точка К1	Точка К2	Точка К3
I_к1=I_по1=I_пт1=0,905 кА	I_к2=I_по2=I_пт2=0,957 кА	I_к3=I_по3=I_пт3=4,95 кА
К_уд1=1,7	К_уд2=1,608	К_уд3=1,85
i_уд1=2,18 кА	i_уд2=2,18 кА	i_уд3=12,95 кА
t₁=2,05 с	t₂=1,55 с	t₃=1,05 с
Продолжение таблицы 3
T_а1=0,03 с	T_а2=0,02с	T_а1=0,05 с
i =0 кА	i =0 кА	i =0 кА
В_к1=1,7 кА²с	В_к2=1,44 кА²с	В_к3=26,95 кА²с
I_к1⁽²⁾=0,787 кА	I_к2⁽²⁾=0,833 кА	I_к3⁽²⁾=4,31 кА

2.1.6 Выбор оборудования и токоведущих частей

Выбор и проверка выключателей на стороне высшего напряжения

Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание и т.д.

Выключатели выбирают по номинальным значениям напряжения и тока, роду установки и условиям работы, конструктивному выполнению и коммутационной способности. Выбранные выключатели проверяют на стойкость при сквозных токах короткого замыкания.

Выбор выключателей производится по следующим параметрам:

1) по номинальному напряжению

U_уст U_ном(51)

где U_уст- номинальное напряжение сети, кВ;

U_ном- номинальное напряжение выключателя, кВ.

U_уст= 110 кВ

U_ном=110 кВ

2) по номинальному току

I_max I_ном(52)

где I_max-наибольший ток ремонтного и послеаварийного режима, А;

I_ном- номинальный ток выключателя, А.

I_max= , (53)

где S - нагрузка транзита через подстанцию “Прийск-Кумак”, кВА;

I_max-наибольший ток ремонтного и послеаварийного режима, А;

U_ном- номинальное напряжение выключателя, кВ;

S - номинальная мощность трансформаторов подстанции ”Прийск-Кумак”, кВА.

S =22222 кВА

I _max= =237 А

I =2000 А

3) по отключающей способности:

а) проверка на симметричный ток отключения

, (54)

где I -номинальный ток отключения выключателя, кА;

I -действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания для момента времени t расхождения контактов выключателя, кА.

I =40 кА

I =0,905 кА

б) проверка возможности отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания в момент расхождения контактов t

, (55)

где i - мгновенное значение апериодической составляющей тока короткого замыкания, кА;

i - номинальное значение апериодической составляющей тока короткого замыкания,кА.

i =0 кА

i , (56)

где -допустимое относительное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе, %;

i - номинальное значение апериодической составляющей тока короткого замыкания,кА.

I и отнесены к моменту прекращения соприкосновения дугогасительных контактов выключателя t. Время t от начала короткого замыкания до соприкосновения дугогасительных контактов.

t=t_З_min+t_с.в., (57)

где t_З_min-минимальное время действия релейной защиты,с;

t_с.в.- собственное время отключения выключателя,с.

Принимается t_З_min=0,01 с, t_с.в=0,05 с.

t=0,01+0,05=0,06 с

определяется как функция =f(t). При t=0,06 c =25%.

i = =14,14 кА

4) по термической стойкости

I_терм²·t_термB_к, (58)

где B_к- расчетный тепловой импульс тока, кА²с;

I_терм – предельный ток термической стойкости, равный предельному току отключения выключателя, кА;

t_терм – время протекания тока термической стойкости, с.

B_к =1,7 кА²с

I_терм=40 кА

t_терм=3 с

I_терм²·t_терм =40²·3=4800 кА²с

5) по электродинамической стойкости

i_дин i_уд, (59)

где i_дин – амплитудное значение тока динамической стойкости, кА;

i_уд – амплитудное значение тока короткого замыкания в цепи выключателя, кА.

i _дин=102 кА

i _уд=2,18 кА

I_по I_дин, (60)

где I_дин– действующее значение предельного сквозного тока короткого замыкания, кА;

I_по =0,905 кА, выбирается из справочника.

I_дин =40 кА

6) на включающую способность

i_уд i_{вкл.ном}, (61)

где i _{вкл.ном}–наибольший пик номинального тока включения, кА;

i_уд – амплитудное значение тока короткого замыкания в цепи выключателя, кА.

i _{вкл.ном}=102 кА

I_по I_{вкл.ном}, (62)

где I _{вкл.ном} – действующее значение номинального тока включения, кА

I _{вкл.ном}=40 кА

Окончательно принимается к установке на высокой стороне 110 кВ подстанции 3 выключателя типа ВГБ-110-40/2000 У1 (элегазовый баковый выключатель с U_ном=110 кВ, климатическое исполнение и категория размещения У1). Выключатель имеет встроенный трансформатор тока типа ТВ-110 с параметрами: I_1ном=1000 А, I_2ном=1 А, класс точности 0,5, z_2ном=30 ВА. Результаты выбора сводятся в таблицу 7.10.

Выбор и проверка выключателей на стороне среднего напряжения

Выбор и проверка выключателей РУ-35 кВ осуществляется аналогично формуле 51. На стороне среднего напряжения для трехобмоточного трансформатора наибольший ток ремонтного и послеаварийного режима при двух установленных трансформаторах на подстанции:

I_max= , (63)

где S’_н –перспективная нагрузка на стороне среднего напряжения на десятилетний период, кВА;

I_max-наибольший ток ремонтного и послеаварийного режима, А;

U_ном- номинальное напряжение выключателя, кВ.

S’_н=9381,4 кВА

I_max= =155 А

Результаты выбора сводятся в таблицу 4.

Выбор и проверка выключателей на стороне низкого напряжения

Выбор и проверка выключателей РУ-6 кВ осуществляется аналогично формуле 51.

S’_н =4063,5 кВА

I_max = =391 А

Результаты выбора сводятся в таблицу 4.

Выбор и проверка разъединителей на стороне высшего напряжения

Разъединитель не предназначен для отключения рабочих и аварийных токов. Основное назначение разъединителей – создавать видимый разрыв и изолировать части системы, электроустановки, отдельные аппараты от смежных частей, находящихся под напряжением, для безопасного ремонта.

Разъединители выбирают по конструктивному выполнению, номинальным значениям напряжения и тока, роду установки, стойкости к токам короткого замыкания.

Выбор разъединителей производится по следующим параметрам:

1) по формуле (51).

U_уст=110 кВ

U_ном=110 кВ

2) по формуле (52).

I_max=237 А

I =1000 А

3) по формулам (59) и (60).

i _дин=80 кА

i _уд= 2,18 кА

I_по =0,905 кА

I_дин =15 кА

4) по формуле (58).

B_к =1,7 кА²с

I_терм=15 кА

t_терм=10 с

I_терм²·t_терм =15²·10=2250 кА²с

Окончательно принимается к установке 10 разъединителей типа РДЗ-110/1000 У1.

Результаты выбора сводятся в таблицу 4.

Выбор и проверка разъединителей на стороне среднего напряжения

Выбор и проверка разъединителей на стороне среднего напряжения выполняется аналогично. Окончательно принимается к установке на стороне 35 кВ 18 разъединителей типа РДЗ-35/1000 У1.

Результаты выбора сводятся в таблицу 4.

Выбор и проверка питающей линии 110 кВ

Выбор питающей линии производится по экономической плотности тока. Затем выбранное сечение проверяется по условию нагрева в послеаварийном режиме и по условию коронирования.

Максимальная мощность, потребляемая от энергосистемы

S_р= , (64)