Мощность КЗ на стороне ВН равна:

S1 = 700 МВ∙А;

Мощности трансформаторов соответственно равны:

Т1,Т2 = 25 МВ∙А; Т3,Т4 = 16 МВ∙А

Т5 = 80 МВ∙А; Т6 = 40 МВ∙А; Т7,Т8 = 16 МВ∙А; Т9,Т10= 10 МВ∙А

Мощности генераторов:

Г1,Г2 = 32 МВт; Г3 =32 МВт

Таблица 1.1

ВЛ1	ВЛ2	ВЛ3	ВЛ4	ВЛ5	ВЛ6	ВЛ7
21;0,4	23;0,41	20;0,39	11;0,42	17;0,42	15;0,4	16;0,4

Характеристика нагрузки подстанции.

К данной подстанции подключены потребители 1,2 и 3 категорий, в таблице 1.2 приведены данные о соотношении количества потребителей различных категорий.

Таблица 1.2

категория потребителя
Процентное отношение	60%	30 %	10%

График активной и реактивной нагрузки приведен на рис.1.2.

Рис. 1.2. График использования активной и реактивной мощности

В таблице 1.3 приведены данные для построения суточных графиков нагрузки

Таблица 1.3

N ступени	Часы	Длина ступени	P	Q	S	W
	час	Час	%	МВт	%	Мвар	МВА	МВт ч
	0-5			36,8		19,61	41,7
	5-9			39,1		20,05	43,94	156,4
	9-16			43,7		22,28	49,05	305,9
	16-18			39,1		20,05	43,94	78,2
	18-22					22,28	51,11
	22-24			36,8		19,61	41,7	73,6

Максимальные значения полной и реактивной мощности определяются по

Мвар

По заданным суточным графикам активной и реактивной мощности Р(%)=f(t) и Q(%)= (t) построим суточный график полной мощности в именованных единицах, который изображён на рис.1.3.

Рис.1.3.Суточный график использования полной мощности

Годовой график полной мощности по продолжительности в именованных величинах представлен на рис.1.4.

Рис.1.4. Годовой график полной мощности по продолжительности.

Продолжительность первой ступени в году:

ч

Продолжительность второй ступени в году:

ч

Продолжительность третьей ступени в году:

ч

Продолжительность четвёртой ступени в году:

ч

Другие параметры, характеризующие нагрузку подстанции:

1) суточный отпуск электроэнергии потребителям

Мвт∙ч

2) время использования максимальной активной нагрузки

. ч

3) средняя нагрузка

4) коэффициент заполнения годового графика нагрузки

2. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

На проектируемой подстанции устанавливаются два силовых трансформатора, так как от неё питаются потребители 1 и 2 категории.

Мощность каждого трансформатора принимается так, чтобы при отключении одного трансформатора, оставшийся в работе обеспечивал с допустимой перегрузкой питание нагрузки подстанции. Расчетная мощность трансформатора выбирается из условия:

S_расч (0,65÷0,7) S_макс.

S_расч = 0,65∙51,11 = 33,22 МВА

Исходя из этого, принимаем трансформаторы типа ТРДН-40000/35 .

Производим проверку по перегрузочной способности в случае отключения одного из трансформаторов. Нагрузочная способность трансформаторов до 100 МВА определяется ГОСТ 14209-85. Для определения перегрузки исходный график S=f(t) преобразуем в эквивалентный (в тепловом отношении) двухступенчатый график нагрузки.

Далее производим проверку по перегрузочной способности в случае отключения одного из трансформаторов. Нагрузочная способность трансформаторов до 100 МВА определяется ГОСТ 14209-85. Для определения перегрузки исходный график S=f(t) должен быть преобразован в эквивалентный (в тепловом отношении) прямоугольный график нагрузки.

Расчет перегрузочной способности

На исходном графике (рис. 2.1.) откладывается номинальная мощность трансформатора, пересечением ее с исходным графиком выделяется участок наибольшей перегрузки продолжительностью h` и участок начальной нагрузки. Рис. 2.1.Преобразование исходного графика в двухступенчатый.

Из графика (рис.2.1) видно что при отключение одного трансформатора , оставшийся в работе будет постоянно находится в зоне перегрузки.

Значение коэффициента перегрузки определяется по формуле:

Так как < 0.9· то принимаем К₂=0,9· =0.9·1.28=1.152 _, h=24 ч

По таблице 2.3 [Л.1] определяем допустимую аварийную перегрузку трансформатора.

К_доп=1.3 при дутьевом охлаждении и температуре охлаждения 20°С.

Условие К_доп > К₂ выполняется.

Данный трансформатор типа ТРДН-40000/35 удовлетворяет условию надежного электроснабжения потребителей.

Основные параметры трансформатора приведены в таблице 2.1. [5]

Таблица 2.1 Параметры трансформатора ТРДН-40000/35

Тип	Sном.тр. МВ·А	Предел регулирования	Uном обмоток, кВ	DРк , кВт	DРхх , кВт	Uк , %
ВН	НН
ТРДН-40000/35		±8·1.5%	36,75	10,5			8,5

3. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

На проектируемой подстанции рассчитывается начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания (КЗ) - Iпо: на шинах 10 кВ - трехфазного КЗ; на шинах 35 кВ - трехфазного КЗ.

С ростом единичной мощности трансформаторов ПС увеличивается ток короткого замыкания на стороне 10 кВ, что часто не позволяет выбрать экономичные выключатели и комплектные распределительные устройства, вызывает необходимость завышать сечения линий без специальных мер по ограничению токов КЗ. Для ограничения токов КЗ на стороне 10 кВ следует принимать раздельную работу трансфор­маторов, а трансформаторы 25 MB·А и более изготавливаются с расщепленной обмоткой низшего напряжения. Применение этих мероприятий позволяет снизить токи КЗ до необходимой величины без применения токоограничивающих реакторов.

Расчетная схема представлена на рис.3.1.

Рис.3.1. Расчетная схема.

Схема замещения прямой последовательности для расчетной схемы представлена на рис.3.2.

По табл.3.5 [2] выбираем тип трансформаторов Т5 и Т6. Трансформатор Т5 принимаем

ТДЦ-80000/35, а трансформатор Т6 – ТРДН-40000/35.

По табл. 2.1[2] выбираем тип генераторов. Принимаем Г-1,2,3 типа

ТВС-32-У3.

Рис.3.2. Схема замещения прямой последовательности

При определении параметров схемы замещения используется система относительных единиц. Величина базовой мощности Sб=1000 МВА.

Сопротивление системы:

,

Сопротивление линии:

,

;

;

.

Сопротивление трансформатора T11 (ТРДН 40000/35):

По табл.3.5 [2] для трансформатора ТРДН 40000/35 выбираем =9,5%.

,

Сопротивление трансформаторa Т5 (ТДЦ-80000/35):

По табл.3.5 [2] для трансформатора ТДЦ -80000/35 выбираем =9%.

Сопротивление трансформаторa Т6 (ТДН-40000/35):

По табл.3.5 [2] для трансформатора ТДН -40000/35 выбираем =8,5%.

Сопротивление генератора Г-3 (ТВС-32-У3):

По табл. 2.1[5] для генератора типа ТВС-32-У3 выбираем =0,159

Приводим схему замещения к простейшему виду. Схема замещения после первого

этапа преобразования показана на рис.3.3.

Рис.3.3.Схема замещения после первого этапа преобразования.

Первый этап преобразования:

Схема замещения после второго этапа преобразования показана на рис.3.4.

Рис.3.4. Схема замещения после второго этапа преобразования.

Второй этап преобразования:

Схема замещения после преобразования показана на рис.3.5..

Рис.3.5. Схема замещения после преобразования

Результирующие сопротивления схемы:

,

Токи трехфазного кз .

Приняв точки кз удаленными, можно считать =1. Базовые токи при кз в точке К1: кА,

в точке К2:

кА,

Ток трехфазного кз в точке К1:

кА,

в точке К2:

кА,

Ударные токи кз:

,

Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока кз. Принимаем по табл.3.2[4] значения для шин ВН =1,8, а для шин НН =1,85

кА,

кА.

Результаты расчета токов короткого замыкания сведены в табл.3.1.

Таблица 3.1

Место кз	, кА	, кА
Шины ВН	7,12	18,07
Шины НН	5,89	15,36

4. Выбор эЛЕКТРИЧЕСКОЙ схемы РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСтРОЙСТВА подстанции

Исходя из назначения данной подстанции, с учетом установленных на ней силовых трансформаторов по [7] выбираем следующие схемы распределительных устройств.

РУВН – одна секционированная выключателем система шин

РУНН – Для РУ НН принимаем схему две секционированные выключателями системы шин, применяемую при U_н=10 кВ и трансформаторах с расщеплёнными обмотками:

В электроустановках 10 кВ используются КРУ. Выбираем КРУ внутренней установки.

Рис.4.1 Упрощенно схема подстанции

Порядок оперативных переключений при выводе в ремонт выключателя Q1

- отключается выключатель Q1. Проверка выключателя производится по показаниям сигнальных ламп и измерительных приборов. Также необходимо произвести визуальный контроль, который осуществляется по механическому указателю на выключателе или по показанию воздушных манометров у выключателей с газонаполненными отделителями

- Принимаются меры против ошибочного выключения, т.е. снимается оперативный ток, а именно отключается автомат в цепях управления, либо снимается предохранитель

- Отключается линейный разъединитель QS1, а затем шинный разъединитель QS2 для создания видимого разрыва

- Проверяется отсутствие напряжения и включаются заземляющие ножи разъединителей, сначала со стороны линии затем со стороны шин ПС.

5. ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕЙНЫХ ЗАЩИТ И АВТОМАТИКИ

Выбор типов релейной защиты, установленной на подстанции, осуществляется в объеме выбора защит силового трансформатора и защит на стороне 10,5 кВ

а) На силовом трансформаторе ставятся следующие типы защит:

1. Продольная дифференциальная защита от коротких замыканий трансформатора и на его выводах (t_рз=0.1 с). [Д]

2. Газовая защита от внутренних повреждений в трансформаторе и от понижения уровня масла в трансформаторе(t_рз=0.1 с). [Г]

3. Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания (t_рз= 2.2с). [Т½В]

Максимально-токовая защита устанавливается со стороны питания

4. Максимально-токовая защита от сверхтоков перегрузки с действием на сигнал. [Т½В]

На секционном выключателе 10 кВ устанавливается комплект МТЗ (t_рз=1.7 с). [Т½В]

На кабелях, отходящих к потребителю, устанавливаются следующие виды релейной защиты:

1. Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания

(t_рз= 1.2с). [Т½В]

2. Токовая отсечка, если кабель не проходит по термической стойкости по времени действия МТЗ (t_рз=0.1-0.2 с). [Т]

3. Токовая защита, сигнализирующая замыкание на землю в кабеле [Т₀]

На шинах 10 кВ должен быть предусмотрен контроль изоляции с использованием трансформатора НТМИ. Контроль изоляции выполняется в виде комплекта реле напряжения, включаемого на обмотку разомкнутого треугольника, и реле времени с действием на сигнал. Кроме того, предусматривается возможность определения поврежденной фазы с помощью вольтметра, подключаемого на фазные напряжения.

На стороне высшего напряжения устанавливаются быстродействующие защиты (t_рз= 0.1с).