Расчеты производим для режима раздельной работы питающих линий и трансформаторов ПС, считая, что секции шин 6 кВ работают раздельно. Расчёты точек К1 и К2 производим учитывая положение переключателя РПН в минимальном, среднем и максимальном положении. Расчёт сводим в Приложение А.2.

После расчёт тока короткого замыкания, необходимо вычислить значение ударного тока. Ударный ток КЗ определяется из выражения:

,

где - ударный коэффициент, учитывающий участие апериодического тока в образовании ударного тока.

Величина зависит от соотношения индуктивного и активного сопротивлений цепи КЗ и может быть принята 1,8 - при КЗ в установках и сетях напряжением свыше 1000 В.

По данным расчётов получаем, что токи КЗ протекающие по стороне ВН трансформатора, в зависимости от положения переключателя РПН, отличаются почти в 2 раза. На стороне 6 кВ разница токов меньше в 1,4 раза. Реально невозможно использовать весь диапазон РПН, и диапазон изменения токов КЗ меньше.

В нашем случае при расчёте токов КЗ учитывался весь диапазон изменения тока, и в таблицу сводим только подходящие для нас значения, полученные при расчёте во всех положениях переключателя, это ток короткого замыкания в на стороне 110 кВ 6,89 и 3,36 кА, 2,62 и 1,41 КА на стороне 6 кВ.

Для расчёта точек К3 и К4 на трансформаторах собственных нужд ведём из расчёта что базовое напряжение на шине КЗ кВ.

Расчёт точки К3:

Полное сопротивление до точки КЗ, с учётом сопротивления энергосистемы Z = 32.195 Ом. Исходя из этого получим значения трёхфазного и двухфазного токов КЗ:

Расчёт для точки К4 соответствует расчёту КЗ в точке К3, т.к трансформаторы имеют одинаковые мощности, а соответственно и расчётные данные.

Для расчёта защит и автоматики оборудования ВЛ-6 кВ произведём расчёт токов КЗ согласно ГОСТ 27514–87 [10]. Расчёт выполним по каждому фидеру в отдельности. Схема замещения по отходящим фидерам представлена в Приложении лист 3. Местом коротких замыканий являются точки перед и после трансформатора на каждой КТП.

Для расчёта токов КЗ по отходящим фидерам необходимо привести сопротивления стороны 110 кВ к стороне 6 кВ:

Данные необходимые для расчёта токов КЗ представлены в Приложении А.3.

Расчёт токов КЗ по фидерам представлен в Приложении А.4.

2.6 Выводы по главе 2

Так как первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок, в нашем случае в данной главе рассчитаны электрические нагрузки потребителей по суммарной мощности трансформаторов КТП.

Также в главе проведён выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении мощности одного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе, с учётом их допустимой (по техническим условиям) перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали питание полной нагрузки. К установке приняли силовой трансформатор ТМН-6300/110 кВ.

В данной главе были выбраны и просчитаны точки короткого замыкания, т.е. такие точки, в которых электрооборудование, проводники находятся в наиболее неблагоприятных условиях. Произведены расчеты коротких замыканий с целью определения токов, протекающих по участкам сети в максимальном режиме и в минимальном режиме.

Токи короткого замыкания в дальнейшем необходимы для выбора электрооборудования, выбора средств ограничения токов короткого замыкания и для расчета уставок релейной защиты и противоаварийной автоматики.

Глава 3. ВЫБОР ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

3.1 Выбор и проверка подстанционного электрооборудования (по условию длительного режима электропотребления)

Высокую надёжность всех отраслей народного хозяйства страны обеспечивает современное электротехническое оборудование.

Особую роль в этом играют изделия и оборудование установленные в режимах питания и электроснабжения, причём как в сетях низкого, так и высокого напряжения.

В настоящее время перед энергетиками остро стоит задача технического перевооружения парка электротехнического оборудования. для решения этой задачи необходимо владеть информацией о современном его состоянии, новых типах, технических характеристиках, принципах действия, области применения оборудования, а также теоретических обоснованиях их работы, что позволит специалистам энергетикам в их работе реально определит состояние оборудования и существенно повысить электробезопасность, надёжность, безаварийность и экономичность работы электроснабжения.

Электрические аппараты, шины и кабели на подстанции выберем по условиям длительной работы и проверим по условиям КЗ в соответствии с указаниями «Правил устройств электроустановок» и руководящих указаний по расчёту коротких замыканий, выбору и проверке аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания [1].

При этом для всех аппаратов производится:

1. выбор по напряжению;

2. выбор по нагреву при длительных токах;

3. проверка на электродинамискую стойкость(согласно ПУЭ не проверяются аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями с номинальным до 60 А включительно);

4. проверка на термическую стойкость (согласно ПУЭ не проверяются аппараты и проводники, защищённые плавкими предохранителями);

5. выбор по форме исполнения (для наружной и внутренней установки).

Оборудование выбираем исходя из технического задания на разработку проекта и технических условий ОАО «Пермэнерго» № 046/1-05/57 от 02.11.2006г.

3.1.1 Выбор и расчёт питающей линии

При модернизации воздушных линий рекомендуется ориентироваться на утверждённую схему развития энергосистемы или электросетей на ближайшие пять лет, а с учётом перспективы на 10 лет. Для линий напряжением 35-110 кВ это условие является обязательным.

Трасса линий электропередач должна быть по возможности кратчайшей. Для проектирования необходимо применять вариант в наибольшей степени обеспечивающий оптимальные условия строительства и эксплуатации, и наносящий минимальный ущерб окружающей среде.

Определим расчётный ток ЛЭП:

А

где – номинальная мощность трансформатора подключенного к линии, кВА; – номинальное напряжение линии, кВ.

По экономической плотности тока определим экономическое сечение провода:

мм ²

где – экономическая плотность тока, определяемая по таблице, в зависимости от числа часов использования максимума нагрузки в год и максимума материала провода.

В соответствии с ПУЭ провод марки: АС – 150 с А.

Проверяем сечение провода по нагреву: А,

где – длительно допустимый ток для данного провода, для марки АС – 150 равен 440 А.

Условия окружающей среды – нормальные. 429 < 440 А.

Так как условие выполняется, значит, провод по нагреву подходит. Проверяем выбранное сечение провода по потере напряжения в линии. В сетях высокого напряжения (U > 35 кВ) нет необходимости выбирать сечение проводника по допустимой потере напряжения. Во - первых, к ним непосредственно не подключаются электроприемники. Во-вторых, на подстанциях, связывающих сети 110 кВ с сетями низшего напряжения, всегда устанавливаются трансформаторы с регулированием напряжения у электроприемников. И в-третьих, в таких сетях активное сопротивление не больше индуктивного и изменение сечения проводника не оказывает существенного влияния на величину потери напряжения.

Надежная работа подстанции «Гежская» 110/6 кВ может быть обеспечена только тогда, когда каждый выбранный аппарат соответствует как условиям номинального режима работы, так и условиям работы при коротких замыканиях. Поэтому электрооборудование сначала выбирают по номинальным параметрам, а затем осуществляют проверку на действие токов короткого замыкания (расчёт токов короткого замыкания представлен в главе 2.6).

3.1.2 Выбор оборудования на стороне 110 кВ

Электрические аппараты в системе электроснабжения должны надежно работать как в нормальном длительном режиме, так и в условиях аварийного кратковременного режима. К аппаратам предъявляется ряд общих требований надежной работы: соответствие номинальному напряжению и роду установки; отсутствие опасных перегревов при длительной работе в нормальном режиме, термическая и динамическая устойчивость при коротких замыканиях, а так же такие требования как простота и компактность конструкций, удобство и безопасность эксплуатации, малая стоимость.

При реконструкции ПС «Гежская» на стороне 110 кВ принимаем схему «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий». Для возможности работы силовых трансформаторов как с разземлной, так и с заземленной нейтралью 110 кВ, предусмотрим установку в нейтралях заземлителей и ограничителей перенапряжения.

На стороне 110 кВ примем комплектную блочную трансформаторную подстанцию КТПБР-110/6 производства ЗАО «Высоковольтный союз» с трансформаторами мощностью 6,3 МВА, климатического исполнения ХЛ1.

ОРУ-110 кВ выполним из унифицированных транспортабельных блоков, выполненных в виде металлических опорных конструкций, на которых смонтированы аппараты высокого напряжения с элементами жёсткой и гибкой ошиновки. Сторона 110кВ комплектуется элегазовыми выключателями ВГТ-110-40/2500, производства «Уралэлектротяжмаш». Для ограничения напряжения при реконструкции ПС «Гежская» используется ограничители перенапряжения ОПН на стороне высокого напряжения 110 кВ ОПН-110/80-10 УХЛ1 (Приложение лист 2).

3.1.2.1 Комплектная блочная трансформаторная подстанция КТПБР-110/6

Комплектные трансформаторные подстанции блочные, производства Ровенского завода высоковольтной аппаратуры, КТПБР-110/10(6) предназначены для приёма, преобразования и распределения электрической энергии трехфазного переменного тока промышленной частоты 50 Гц с номинальным напряжением 110и 10(6) кВ. Подстанции служат для электроснабжения промышленных, сельскохозяйственных и коммунальных потребителей, объектов строительства и транспорта.

Подстанции предназначены для работы в условиях климатического района У категории размещения I (в соответствии с ГОСТ 15150), рассчитаны для работы в I-IV районах по ветру и гололёду.

В составе КТПБР поставляются следующие основные блоки и элементы:

1. один или два силовых трансформатора мощностью от 2 500 кВА до 40 МВА;

2. реакторы масляные заземляющие дугогасящие;

3. блоки открытых распределительные устройств 110 кВ, с элементами жесткой и гибкой ошиновки;

4. распределительные устройства 10 кВ, которые комплектуются шкафами КРУ серий КУ-10Ц с вакуумными выключателями ВР1 и ВР2, и монтируются в капитальном строении или собираемом на месте строительства подстанции из отдельных транспортабельных секций сооружении;

5. общестанционный пункт управления;

6. оборудование и аппаратура связи и телемеханики, источники резервного питания;

7. шкафы трансформаторов собственных нужд мощностью от 25 до 250 кВА;

8. устройства грозозащиты, заземления и освещения, а так же ограждение;

9. запасные части инструменты и принадлежности, комплект средств индивидуальной и противопожарной защиты, а так же другие блоки и элементы в соответствии с проектом подстанции.

Сторона подстанций с высоким напряжением 110 кВ комплектуется элегазовыми выключателями ВГТ-110-40/2500 (производства "Уралэлектротяжмаш", Россия).

3.1.2.2 Выбор и проверка высоковольтных выключателей

Выбор и проверка высоковольтных выключателей производится по номинальному напряжению сети, номинальному току, отключающейся способности, электродинамической и термической стойкости.