Понижающая подстанция напряжением 110/35/10

Понижающая подстанция напряжением 110/35/10

Понижающая подстанция напряжением 110/35/10

1. Характеристика энергосистемы и роль подстанций в ней

Современное общество трудно представить без использования электрической энергии. Она применяется во всех отраслях хозяйственной деятельности: в промышленности, городском, сельском и коммунальном хозяйстве; в быту и на транспорте.

Особенности энергетического производства определяют трудности управления в отрасли, вызывающие необходимость реагирования на все изменения потребления электрической энергии. При этом существенное влияние на развитие производства оказывает зависимость режима работы предприятия от режима потребления. Эта зависимость выдвигает особые требования к планированию работы не только самого объекта электроснабжения, но и энергосберегающей организации.

Особенности энергетического производства, характерны для всех отраслей, накладывают на энергопредприятие и потребителей электрической энергии особую ответственность за поддержание нормируемых параметров электроэнергии и снижения части потерь, обусловленных нерациональным управлением развития системы электроснабжения, с одной стороны, и отсутствием планомерного подхода к использованию электрической энергии-с другой.

Недостаточность знаний о распределении полученных мощностей и влиянии роста нагрузок на параметры энергетической системы не позволяют разработать комплекс мероприятий по стабилизации режима энергопотребления, который определяет происхождение негативных процессов, как в распределительных сетях низкого напряжения, так и в энергосистеме в целом.

Электрическая энергия вырабатывается на электрических станциях, располагаемых как правило, у источников первичной энергии. Электростанции связаны между собой и с потребителями электрическими системами, объединяющие их в энергосистемы, которые имеют централизованное управление. Чтобы уменьшить стоимость электрической энергии необходимо распределять электрическую нагрузку определённым образом. Например, при достаточном запасе воды в водохранилище гидравлических станциях (ГЭС) их нагрузку увеличивают, одновременно разгружая тепловые станции (ТЭС) и экономя при этом топливо.

Создание энергосистем позволяет не только повысить экономичность энергоснабжения, но и значительно увеличить его надёжность, а также повысить качество электрической энергии.

2. Разработка главной схемы электрических соединений

2.1 Анализ режимов работы проектируемого объекта

Подстанция 110/35/10 получает питание по ВД от системы С1. Нагрузкой служат потребители 1-й и 2-й категории. Потребители этих категорий должны питаться от двух независимых источников. При этом возможны три режима работы:

1-  нормальный режим работы;

2-      аварийный;

-        утяжелённый.

2.2    Построение графика нагрузки трансформаторов

По значениям имеющихся мощностей суточных графиков нагрузок на шинах среднего (35 кВ) и низкого (10 кВ) напряжения определяем общую нагрузку зимой и летом и строим общий суточный график нагрузок в зимние и летние сутки. Коэффициент мощности 0,89.

Нагрузки сети 10 кВ по рис 2:

P1 лето =10 МВт, S1 лето = 11,2 МВ∙А

Р2 лето = 15 МВт, S2 лето = 16,8 МВ∙А

Р1 зима = 15 МВт, S1 зима = 16,8 МВ∙А

Р2 зима = 20 МВт, S2 зима = 22,5 МВ∙А

Нагрузки сети 35кВ по рис 3:

P 3 зима =20 МВт, S3 зима = 22,5 МВ∙А

Р4 зима = 30 МВт, S4 зима = 33,7 МВ∙А

Р3 лето = 10 МВт, S3 лето = 11,2 МВ∙А

Определяем полную мощность, МВ∙А

S max =(S c +S н)

где Sном - номинальная мощность трансформатора, МВ∙А

Sс - нагрузка на шинах среднего напряжения, с учётом перетока мощности из С1 в С2 -15, МВ∙А

Sн - нагрузка на шинах низкого напряжения с учётом СН подстанции, МВ∙А

в зимнее время:

S1 зима + S3 зима = 16,8+22,5=39,3 МВ∙А - продолжительностью 0-6 ч

S2 зима + S4 зима = 22,5+33,7=56,2 МВ∙А - продолжительностью 6-19 ч

S1 зима + S3 зима = 16,8+22,5=39,3 МВ∙А - продолжительностью 19-24 ч

в летнее время:

S1 лето +S3 лето = 11,2+11,2=22,4 МВ∙А - продолжительностью 0-6 ч

S2 лето +S3 лето = 16,8+11,2=28 МВ∙А - продолжительностью 6-19 ч

S1 лето +S3 лето = 11,2+11,2=22,4 МВ∙А - продолжительностью 19-24 ч

Рис. 2. Суточный график нагрузки за зимние и летние сутки на 10 кВ

Рис. 3. Суточный график нагрузки за зимние и летние сутки на 35кВ

По расчётным значениям полной мощности строим суточный график нагрузки (рис. 4)

Рис. 4. Суточный график полной нагрузки за зимние и летние сутки на 10-35 кВ

2.3    Разработка вариантов структурной схемы

Для технико-экономического сравнения принимаем два варианта структурных схем, которые различаются числом устанавливаемых трансформаторов. В первом варианте принимаем два трансформатора, а во втором варианте - три.

Для выбора наиболее рационального варианта электроснабжения рассматриваем два варианта числа и мощности трансформаторов связи с учётом допустимых перегрузок, затем сравниваем их по технико-экономическим показателям.

Рис. 5 Структурная схема подстанции с тремя трансформаторами

Рис. 6 Структурная схема подстанции с двумя трансформаторами

2.4    Выбор числа и мощности трансформаторов

Выбираем число трансформаторов, устанавливаемых на подстанцию 110/35/10 кВ. рассмотрим установку двух силовых трансформаторов.

Из суточного графика за зимние сутки определяем коэффициент заполнения графика kз.г как отношение площади под графиком нагрузки к площади суточного графика, соответствующей графику нагрузки:

Где площадь нагрузки МВ∙А

Smax - максимальная нагрузка МВ∙А

За счёт неравномерности годового графика нагрузки (недогрузка в летние месяцы) может быть допущена перегрузка трансформатора в зимнее время на 1% на каждый процент недогрузки в летнее время но не более чем на 15%:

Определяем номинальную мощность трансформатора при установки двух трансформаторов.

Выбираем трансформатор ТДТН-40000/110

Определяем максимально допустимую мощность при установке двух трансформаторов.

Определяем коэффициент загрузки в аварийном режиме

Определяем номинальную мощность трансформатора при установки трёх трансформаторов

Выбираем трансформатор ТДТН-25000/110

Определяем максимально допустимую мощность при установке трёх трансформаторов.

Определяем коэффициент загрузки в аварийном режиме

Технические данные трансформаторов 110/35/10 приведены в таблице

Таблица 1. Паспортные данные трёхобмоточных трансформаторов

2.5    Выбор схем РУ

Распределительные устройства должны обеспечивать надёжность работы электроустановки, что может быть выполнено только при правильном выборе и расстановке электрооборудования, при правильном подборе типа и конструкции РУ в соответствии ПУЭ.

Для РУ напряжением 110 кВ на 5-13 присоединений применяется схема с одной секционированной рабочей и обходной системами шин с отдельным секционным и обходным выключателями.

Схемы РУ 6-10 кВ должны удовлетворять следующим требованиям:

погашение секции сборных шин, отказ выключателя не должны приводить к перерыву электроснабжения ответственных потребителей;

расширение РУ с ростом местных нагрузок не должно приводить к изменению схемы и значительным и монтажным работам.

Широко применяется схема с одной системой сборных шин. Секционирование сборных шин позволяет удовлетворить требования надёжности. Расширение РУ осуществляется заполнением резервных ячеек и вводом новой секции. Схема обходится дешевле в строительстве и эксплуатации.

3. Расчёт токов короткого замыкания в объёме, необходимом для выбора оборудования

.1 Составление схемы замещения ПС и выбор необходимых точек К.З.

Составляем схему замещения и определяем её параметры. Каждому сопротивлению свой порядковый номер, который сохраняется за данным сопротивлением до конца расчёта. В схеме сопротивление имеет дробное обозначение, где числитель-номер сопротивления, знаменатель - численное значение сопротивления.

Схема замещения

3.2 Приведение сопротивлений элементов расчётной схемы к относительным базисным условиям

Параметры расчётной схемы:

Система С1: S1ном=2000 МВА; Uном=110 кВ; x*(ном)=0.4

Система С2: S2ном=1000 МВА; Uном=35 кВ; x*(ном)=0.1

Трансформатор трёх обмоточный Т-1 и Т-2: Sном=40 МВА; UномВ=110 кВ; UномС=38.5 кВ; UномН=10.5 кВ; uк ВС=10.5%; uкВН=17%; uкСН=6.5%.

Воздушная линия электропередач 110кВ Л1 и Л2: l=60 км, x0=0.4 Ом/км

Воздушная линия электропередач 35кВ Л1, Л2, Л3, Л4, Л5, Л6: l=15 км, x0=0.4 Ом/км

Кабельная линия: l=1.2 км, x0=0.8 Ом/км

Расчёт ведём в относительных единицах, за базисную мощность принимаем Sб=1000 МВА, за базисное напряжение - среднее напряжение ступени КЗ, т.е. получаем:

Базисные величины:

Базисный ток, А:

б.к1=115 кВ б.к3=37 кВ б.к2.к4=10.5 кВ

Вычисляем параметры элементов схемы при базисных условиях.

Для системы С1 и С2: Е» с=1

Для обобщённой нагрузки принимаем Е» нг=0.85, x» нг=0.35:

Для трансформаторов трёх обмоточных Т-1 и Т-2:

Воздушная линия:

Кабельная линия:

3.3 Определение расчётных точек К.З.

Короткое замыкание в точке К1. При расчёте токов на шинах 110 кВ подпиткой от удалённых нагрузок пренебрегаем.

Свернём схему относительно точки К1.

Сопротивление ветвей:

Упрощённая схема замещения

Находим составляющие тока КЗ по ветвям:

Суммарный ток:

In.0.K1=5.6 кА

Для выбора коммутационных аппаратов определяем ударный ток КЗ, периодическую и апериодическую составляющие тока в заданный момент времени .

Определяем ударный ток КЗ в точке К1:

Суммарный ударный ток:

Iу=12.7 кА

В ОРУ 110 кВ предполагается установка элегазовых выключателей типа ЯЭ-110Л-23 (13) У4.

Расчётный момент расхождения контактов выключателя, с:

Где tс.в ─ собственное время отключения выключателя (tс.в=0.04с)

Для этого момента времени необходимо определить периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ.

Апериодическая составляющая тока КЗ.

Где In.0 ─ начальное значение периодической составляющей тока к.зa ─ постоянная времени затухания переходного процесса, с.

Суммарное значение периодической составляющей тока к.з. для момента времени

Периодическую составляющую тока считаем неизменной во времени, кА:

Суммарное значение периодической составляющей тока к.з. для момента времени

Короткое замыкание в точке К2. Проведя преобразования получаем схему другого вида Подпиткой от удалённых нагрузок пренебрегаем

Сопротивление ветвей:

Эквивалентная ЭДС системы С1 и С2, и эквивалентное сопротивление:

Упрощённая схема замещения

Находим составляющие тока КЗ по ветвям:

Суммарный ток:n.0.K2=18.25 кА

Для выбора коммутационных аппаратов определяем ударный ток КЗ, периодическую и апериодическую составляющие тока в заданный момент времени .

Определяем ударный ток КЗ в точке К2:

Суммарный ударный ток:

Iу=46.87 кА

В КРУ 10 кВ предполагается установка вакуумных выключателей типа ВБМЭ-10-40У3

Расчётный момент расхождения контактов выключателя, с:

Где tс.в ─ собственное время отключения выключателя (tс.в=0.05с)

Для этого момента времени необходимо определить периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ.

Апериодическая составляющая тока КЗ.

Где In.0 ─ начальное значение периодической составляющей тока к.зa ─ постоянная времени затухания переходного процесса, с.

Суммарное значение периодической составляющей тока к.з. для момента времени

Периодическую составляющую тока считаем неизменной во времени, кА:

Суммарное значение периодической составляющей тока к.з. для момента времени

Короткое замыкание в точке К3. Проведя преобразования получаем схему другого вида (рис 13). Учитываем подпитку от нагрузки на шинах 35 кВ. Подпиткой от удалённых нагрузок пренебрегаем.

Сопротивление ветвей:

Упрощённая схема замещения

Находим составляющие тока КЗ по ветвям:

Суммарный ток:n.0.K3=11.32 кА

Для выбора коммутационных аппаратов определяем ударный ток КЗ, периодическую и апериодическую составляющие тока в заданный момент времени .

Определяем ударный ток К.З. в точке К3:

Суммарный ударный ток:

Iу=25.71 кА

На ОРУ 35 кВ предполагается установка вакуумных выключателей типа ВБН-35Б-20УХЛ1

Расчётный момент расхождения контактов выключателя, с:

Где tс.в ─ собственное время отключения выключателя (tс.в=0.06с)

Для этого момента времени необходимо определить периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ.

Апериодическая составляющая тока КЗ.

Где In.0 ─ начальное значение периодической составляющей тока к.зa ─ постоянная времени затухания переходного процесса, с.

Суммарное значение периодической составляющей тока к.з. для момента времени

Периодическую составляющую тока считаем неизменной во времени, кА:

Суммарное значение периодической составляющей тока к.з. для момента времени

Короткое замыкание в точке К4. Проведя преобразования получаем схему другого вида (рис 12) Подпиткой от удалённых нагрузок пренебрегаем

Сопротивление ветвей:

Эквивалентная ЭДС системы С1 и С2, и эквивалентное сопротивление:

Упрощённая схема замещения

Упрощённая схема замещения.

Находим составляющие тока КЗ по ветвям:

Суммарный ток:n.0.K4=20.93 кА

Для выбора коммутационных аппаратов определяем ударный ток КЗ, периодическую и апериодическую составляющие тока в заданный момент времени .

Определяем ударный ток КЗ в точке К4:

Расчётный момент расхождения контактов выключателя, с:

Где tс.в ─ собственное время отключения выключателя (tс.в=0.05с)

Для этого момента времени необходимо определить периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ.

Апериодическая составляющая тока КЗ.

Где In.0 ─ начальное значение периодической составляющей тока к.зa ─ постоянная времени затухания переходного процесса, с.

Суммарное значение периодической составляющей тока к.з. для момента времени

Периодическую составляющую тока считаем неизменной во времени, кА:

Суммарное значение периодической составляющей тока к.з. для момента времени

Таблица 6. Расчёт токов к.з.

4. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей

.1 Выбор высоковольтных выключателей в РУ

Электрические аппараты распределительных устройств должны надёжно работать как в нормальном режиме, так и при возможных отклонениях от него. При проектировании электрических установок все аппараты и токоведущие части выбирают по условиям длительности работы при нормальном режиме и проверяют по условиям работы при коротких замыканиях.

Все аппараты и токоведущие части подвергаются динамическому и термическому воздействию токов КЗ. За расчётное принимают трёхфазное КХ.

Электродинамическая стойкость характеризуется максимально допустимым током аппарата i max, который должен быть равен или больше расчётного ударного тока трёхфазного КЗ

Проверка на термическую стойкость сводится к определению наибольшей температуры нагрева их токами КЗ, для чего необходимо знать расчётное время действия тока КЗ и время отключения КЗ tоткл.

Для проверки на термическую стойкость нужно определить величину ВК теплового импульса короткого замыкания, характеризующего количество тепла, выделяющегося в аппарате и проводнике за время отключения.

Выбор выключателей производится:

по напряжению установки:

по длительному току:

,

по отключающей способности:

Проверка на симметричный ток отключения:

На возможность отключения апериодической составляющей тока К.З.:

Где - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ;

- номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе;

- апериодическая составляющая тока К.З. в момент расхождения контактов

на электродинамическую стойкость:

,

Где - действующее значение предельного сквозного тока К.З.

- амплитудное значение предельного сквозного тока К.З.

на термическую стойкость:

Где - тепловой импульс тока К.З.

- предельный ток термической стойкости;

- длительность протекания тока термической стойкости.

Где -время отключения (время действия тока к.з.), с:

Где - время действия основной релейной защиты, с; (= 0.1 - 0.545 с)

- полное время отключения выключателя, с (см. каталог для вакуумных выключателей 10 кВ - =0.055 с; для элегазовых 110 кВ - =0.055 с; для вакуумных выключателей 35 кВ - =0.06 с;)

Таблица 7. Выбор выключателей на стороне НН. Вводной выключатель

Линейный и секционный выключатель

Таблица 8. Выбор выключателей по стороне ВН

Таблица 9. Выбор выключателей по стороне СН. Линейный и секционный выключатель

4.2 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производится:

по напряжению установки:

по току

по конструкции, роду установки:

по электродинамической стойкости:

по термической стойкости

Расчётные и каталожные данные сведены в таблице 10.

Таблица 10. Расчётные и каталожные данные для РУ НН

Таблица 11. Расчётные и каталожные данные для РУ ВН

Таблица 11. Расчётные и каталожные данные для РУ ВН

5. Выбор токоведущих частей

Определяем рабочие токи отходящих линий в нормальном режиме сети, А

Определяем предварительно экономически целесообразное сечение кабелей линий, мм:

Где jэк - экономическая плотность тока, А/мм (для кабеля с алюминиевыми жилами при Тм=5040 ч jэк =1.2

Полученное сечение округляем до ближайшего стандартного сечения 70 мм  Iдоп таб =165А.

Выбранное сечение проверяем:

по допустимой токовой нагрузке:

В послеаварийном режиме

< Iдоп таб =165А.

по условиям нагрева:

Длительно допустимый ток по нагреву, А:

Где k1 - поправочный коэффициент, учитывающий число кабелей, лежащих рядом в земле на температуру воздуха (kn=0.92 при n=2)

k2 - поправочный коэффициент на температуру земли (k2=1.06 при t=10°С)доп таб - длительно допустимый из условий нагрева ток нагрузки

В нормальном режиме:

В послеаварийном режиме:

При сравнении наибольшего тока в нормальном и послеаварийном режиме с длительно допустимым током по нагреву выполняется неравенство и следовательно выбранные кабели удовлетворяют условию допустимого нагрева.

по термической стойкости:

Тепловой импульс, кА∙с:

Вк=22.59∙(0.155+0.05)=104.6 кА∙с

Вк=22.59∙(0.155+0.05)=104.6 кА∙с

Минимальное сечение проводника. мм

Где С - функция, значение которой приведены в таблице 3-13 (С=94 для кабелей с алюминиевыми сплошными жилами и бумажной изоляцией).

Так как , принятое сечение не проходит по термической стойкости, поэтому выбираем кабель ААШв 3240, но проверяем его температуру при К.З. с учётом недогрузки в нормальном режиме, °С:

Где - температура окружающей среды,°С;

- длительно допускаемая температура проводника,°С (для кабелей 10 кВ-=60°С;

- номинальная температура окружающей среды,°С (для земли =15°С).

По кривой на рис 3-46 находим fн=13°С

Чему соответствует по кривой рис. 3-46 =80°С<=200°С (см. таблицу 3-11). Таким образом, кабель 3240 мм проходит по термической стойкости.

5.1 Выбор токоведущей связи и сборных шин РУ НН

Сборные шины РУ-10 кВ и ошиновку выполняем жесткими прямоугольными алюминиевыми шинами.

Выбор сечения шин по допустимому длительному току.

Выбранные шины должны удовлетворять условиям нагрева при максимальных нагрузках ремонтного и послеаварийного режима:

Где - допустимый ток на шины выбранного сечения с учётом поправки при расположении шин плашмя или температуре охлаждающей среды, отличной от принятой =25°С, А:

-наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима, А:

Где - допустимый ток по таблице П 3-2 при температуре охлаждающей среды =25°С, А:

- действительная температура охлаждающей среды,°С (среднемесячная температура жаркого месяца°С =+30°С).

Выбираем однополюсные шины (12010) мм=2070

По условию нагрева шины проходят: =1946А=1925А

Проверка шин на термическую стойкость:

Определяем температуру шин до к.з.,°С:

По кривой на рис 3-46 находим fн=80°С, тогда Вк=35∙(0.155+0.01)=202 кА∙с

Чему соответствует по кривой рис. 3-46 =100°С<=200°С (см. таблицу 3-11). Таким образом, шины проходят по термической стойкости.

Проверка шин на электродинамическую стойкость.

Проверка шин на динамическую стойкость сводится к механическому расчёту шинной конструкции при к.з. Механический резонанс будет исключён, если частота собственных колебаний шинной конструкции будет меньше 30 и больше 200 Гц.

Длина пролёта между изоляторами для алюминиевых шин, м:

Где f0 - частота собственных колебаний шинной конструкции, Гц;

J - момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см

q - поперечное сечение шины, см

При расположении шин на изоляторах «плашмя»:

Длина пролёта при частоте собственных колебаний шинной конструкции меньше 30 Гц:

Длина пролёта при частоте собственных колебаний шинной конструкции больше 200 Гц:

Принимаем длину пролёта l=1.7 м

Механический расчёт.

Наибольшее удельное усилие при трёхфазном к.з., Н/м:

Где iуд - ударный ток трёхфазного короткого замыкания в точке К-2

kф - коэффициент формы;

а - расстояние между осями полос, м

Изгибающий момент, Н∙м:

Момент сопротивления шин, см:

Напряжение в материале шин при действии изгибающего момента:

Шины механически прочны, если

Где - допустимое механическое напряжение в материале шин (см. таблицу 4-3 для алюминиевых шин марки АДО =41.2 МПа

Условие выполняется, следовательно, шины механически прочны.

5.3 Выбор токоведущей связи и сборных шин РУ ВН

В РУ 110 кВ применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. Согласно ПУЭ сборные шины в пределах открытых РУ по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузки на шинах, А:

Выбираем провод марки АСО-400/22, =830 А

Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами D=300 см; d=26.6 мм; радиус провода =13.3 мм=1.33 см

Проверка шин на схлестывание не производится, так как мощность при 4000 МВ∙А

Проверка на термическое действие тока КЗ не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка по условиям коронирования в данном случае могла бы не производится, так как согласно ПУЭ минимальное сечение воздушных линий 110 кВ 70 мм. Учитывая, что на ОРУ 110кВ расстояние между проводами меньше, чем на воздушных линиях, проведём проверочный расчёт.

Начальная критическая напряженность:

Где Е0 - начальная критическая напряженность электрического поля, кВ/см;

m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода;

- радиус провода, см

Напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода:

Где U - линейное напряжение, кВ;- расстояние между соседними фазами, см.

При горизонтальном расположении проводов напряжённость на среднем проводе примерно на 7% больше величин Е и Е0. Провода не будут коронировать, если наибольшая напряжённость не более 0.9Е0. Условие образования короны можно записать:

Таким образом, провод АСО-400/22 по условиям коронирования проходит.

Токоведущие части от выводов 110 кВ ТП до сборных шин выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока, мм: .

Принимаем провод АСО-400/22, наружный диаметр d=26.6 мм

Допустимый ток, А: =830 А

Проверяем провода по допустимому току:

=830 А

Проверка на термическое действие тока не производим. Проверку на коронирование также не производим, так как выше было показано, что провод АСО-400/22 не коронирует.

5.4 Выбор токоведущей связи и сборных шин РУ СН

В ОРУ-35 кВ сборные шины выполняем алюминиевыми шинами круглого сечения.

Выбор сечения шин по допустимому длительному току.

Наибольший ток. А:

Выбираем алюминиевые шины трубчатого сечения =1340 А d=54 мм; d=60 мм

Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами D=150 см.

Проверка на термическое действие тока КЗ не производится, так как шины не имеют изоляции и выполнены на открытом воздухе.

Для жёстких шин проверка на корону не производится.

Момент сопротивления шин, см

=41.2 МПа

Условие выполняется следовательно шины механически прочны.

Токоведущие части от трансформатора до РУ выполняем гибкими проводами.

Выбираем провод марки АСО-240/32, =610 А d=21.6 мм

Проверка шин на схлёстывание не производится.

Проверка на термическое действие тока КЗ не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка по условиям коронирования:

Напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода:

Таким образом провод АСО-240/32 по условиям коронирования проходит.

6. Выбор средств ограничения токов к.з.

Максимальный уровень токов к.з. для сетей и выше ограничеваются параметрами выключателей, трансформаторов, проводников и другого оборудования, условиями обеспечения энергосистемы. В настоящее время разработан комплекс мер, который позволяет регулировать уровни токов к.з., ограничивать их при развитии электроустановок. Однако применение таких средств не является самоцелью и оправдано только после специально технико-экономических обоснованиях.

На электрических станциях и в сетях различного напряжения для ограничения токов к.з. используют:

а) раздельную работу частей электроустановки (деление или секционирование сети). В месте секционирования образуется так называемая точка деления сети, что позволяет уменьшить токи к.з. в 1,5-2 раза. Секционирование обычно влечёт за собой увеличение потерь электроэнергии в ЛЭП и в трансформаторах в нормальном режиме работы, так как распределение потоков мощности при этом может быть не оптимальным. Поэтому решение о секционировании должно приниматься после технико-экономического обоснования.

б) секционные и линейные реакторы.

Реакторы служат для ограничения токов к.з. в мощных электроустановках, а также позволяют поддерживать на шинах определённый уровень напряжения при повреждении за реакторами.

Основная область применения реакторов - электрические сети напряжением 6-10 кВ. Иногда токоограничивающие реакторы используются в установках 35 кВ. и выше, а также при напряжении ниже 1000 В.

в) трансформаторы с расплетённой обмоткой низкого напряжения.

Заключение

В ходе курсового проекта провели выбор и инженерное согласование силового оборудования и электрических нагрузок, определили параметры элементов схемы замещения электрической системы для расчета тока трехфазного короткого замыкания. Преобразовали схему замещения к простейшему виду относительно точки короткого замыкания.

Список литературы

подстанция трансформатор замыкание высоковольтный

1.     Гук, Ю.Б. Проектирование электрической части станций и подстанций / Ю.Б. Гук, В.В. Кантан. - Л.: Энергоатомиздат, 1985. - 312 с.

2.      Каталог на выключатели.

.        Липкин, Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. - М.: Высшая школа, 1975. - 360 с.

.        Рожкова, Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций / Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин. - М.: Энергия, 1980.

.        Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - М.: Энергоатомиздат, 1985.

.        Справочник по электроснабжению промышленных предприятий / Под общей ред. А.А. Фёдорова и Г.В. Сербиновского. - М.: Энергия, 1973.

.        Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования / Под ред. Б.Н. Неклепаева. - М.: Энергия, 1978.