Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь КАТЕГОРИИ:  Археология Биология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия ЭкологияТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву 
Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
Вибір принципової електричної схеми підстанціїСтр 1 из 5Следующая ⇒
Вступ
Велике значення для економічної роботи електростанцій і підстанцій має правильний і раціональний вибір основних схем електричних з’єднань, які забезпечують гнучкість роботи і надійність електропостачання споживачів. Питанням вибору економічно доцільної схеми електричної станції чи підстанції, розрахунку основних параметріві підбору апаратури присвячений основний зміст в даному курсовому проекті. Важливими задачами, що вирішують енергетики і енергобудівники є: безперервне збільшення об’єктів виробництва, скорочення термінів будівництва нових енергетичних об’єктів, реконструкція старих, зменшення питомих капіталовкладень, покращення структури виробництва електроенергії. У цьому курсовому пректі спроектовано станцію 220/110/10 кВ. Дана підстанція входить в склад великої енергосистеми і живить промислових споживачів на напрузі 10 кВ, а також віддалених споживачів на напрузі 110 кВ.
Вибір принципової електричної схеми підстанції Вибір трансформаторів
В даному проекті для надійності електропостачання споживачів підстанцій і для надійного зв’язку ТЕЦ з системою передбачається, як правило, встановлення 2 трансформаторів. Для вибору потужності трансформаторів проводиться побудова графіків навантаження трансформаторів в нормальних і різних аварійних режимах. Вибір трансформаторів ТЕЦ В завданні на проектування ТЕЦ вказуються наступні графіки: – графік виробітку потужності генераторами; – графік навантаження споживачів генераторної напруги; – графік навантаження споживачів підвищеної напруги. Для вибору потужності трансформаторів за вказаними графіками робиться побудова графіка навантаження трансформаторів для наступних режимів: а) нормальний режим; б) відключення одного з генераторів; в) аварія в системі – в цьому випадку генератори працюють на повну потужність з номінальним cosφ; г) ремонт одного з генераторів і аварійне відключення другого. Графіки виробітку потужності генераторами і навантаження споживачів на стороні 10 і 110 кваліфікація приведені на рисунок 1.1, 1.2, 1.3. В першу чергу будуємо графіки навантаження трансформаторів на стороні низької напруги (НН) – 10кВ. Номінальний коефіцієнт потужності генераторів рівний 0.8, навантаження 0.85. в нормальному режимі генератори працюють з тим же коефіцієнтом потужності, що і споживачі, тобто 0.85.
Тому для визначення максимального навантаження трансформаторів на стороні НН в нормальному режимі будуємо графік тільки активної потужності (рис 1.4), яка визначається як різниця графіків рисунок 1.1 і 1.2. при побудові графіків навантаження обмотки НН трансформаторів рахуємо додатню потужність, яка видається від генераторів в систему і мережу 110 кВ. При відключенні одного з генераторів залишені в роботі 2 генератори повинні не перевищувати навантаження не більше номінальної потужності (рисунок 1.5). При цьому вироблена ТЕЦ потужність зменшується. Графік навантаження трансформаторів на стороні НН в цьому режтмі (рис 1.6) визначається як різниця графіків (рисунок 1.5 і 1.2) При аварії в системі необхідно, щоб генератори ТЕЦ видавали в систему максимально можливу активну і реактивну потужність, тобто генератори повинні працювати з номінальним cosφ=0.8. А сокільки споживачі генераторної напруги мають cosφ=0.9, навантаження трансформаторів в розглядуваному режимі визначимо окремо по активній та реактивній потужності. Для цього перш за все будуємо графіки реактивного навантаження споживачів 10 і 110 кВ (рисунок 1.7 та 1.8), потім графіки виробітку активної та реактивної потужності генераторами при аварії в системі (рисунок 1.9). при побудові графіків, реактивна потужність на кожній ділянці визначається за формулою: Графік активного навантаження трансформаторів на стороні НН в цьому режимі визначаємо як різницю графіків активної потужності (рисунок 1.9 і 1.2), реактивного навантаження – як різницю графіків реактивної потужності (рисунок 1.9 та 1.7). Побудова даних графіків проводиться на рисунках 1.10 та 1.11. Потім по них побудуємо графік повного навантаження трансформаторів на стороні НН (рисунок 1.12). У випадку аварійного відключення одного із генераторів при ремонті другого в літній період вся потужність, яка необхідна споживачам генераторної напруги, поступає із системи. Тому графік навантаження трансформаторів зі сторони НН в цьому режимі збігається з літнім графіком навантаження споживачів генераторної напруги, але береться з оберненим знаком, так як потужність видається із системи (рисунок 1.13). Та оскільки у даному курсовому проекті встановлено три генератори на стороні НН, то даний графік буде побудований як різниця максимальної потужності генератора, що залишився в роботі, і навантаження споживачів генераторної напруги (рисунок 1.2).
Такиам чином, навантаження трансформаторів на стороні НН в різних режимах визначається графіками рисунок 1.4, 1.6, 1.12, 1.13. Для визначення навантаження трансформаторів на стороні найбільшої напруги (ВН) необхідно від цих графіків навантаження споживачів на стороні середньої напруги 110 кВ (СН) (рисунок 1.3, 1.8). Відповідні побудови приведені на графіках рисунок 1.14, 1.19, причому для режиму аварії в системі, графіки будуються для активних, реактивних, а потім повних потужностей, а для решти режимів – тільки для активних потужностей. Побудову графіків навантаження трансформаторів на різних напругах проводимо за допомогою комп’ютерної програми MathCAD.
Рисунок 1.1 – Графік виробітку потужності генераторами ТЕЦ
Рисунок 1.2 – Графік навантаження споживачів генераторної напруги (10 кВ)
Рисунок 1.3 – Графік навантаження споживачів на середній стороні (110 кВ)
Рисунок 1.4 – Графік навантаження трансформаторів на стороні НН в нормальному режимі
Рисунок 1.5 – Графік виробітку потужності одним генератором при відключенні другого
Рисунок 1.6 – Графік навантаження трансформаторів на стороні НН при відключенні другого генератора
Рисунок 1.7 – Графік реактивного навантаження споживачів на напрузі 10 кВ
Рисунок 1.8 – Графік реактивного навантаження на стороні 110 кВ
Рисунок 1.9 – Графік виробітку активної і реактивної потужності генераторами ТЕЦ при аварії в системі
Рисунок 1.10 – Графік активного навантаження трансформаторів на стороні НН при аварії в системі
Рисунок 1.11 – Графік реактивного навантаження трансформаторів на стороні НН при аварії в системі
Рисунок 1.12 – Графік повного навантаження трансформаторів на стороні НН при аварії в системі
Рисунок 1.13 – Графік навантаження трансформаторів зі сторони НН при ремонті одного генератора і аварійному відключенні другого в літній період
Рисунок 1.14 – Графік навантаження трансформаторів зі сторони ВН в нормальному режимі (220 кВ)
Рисунок 1.15 – Графік навантаження трансформаторів зі сторони ВН при відключенні одного генератора
Рисунок 1.16 – Графік Навантаження трансформаторів зі сторони ВН при ремонті одного генератора і аварійному відключенні другого в літній період
Рисунок 1.17 – Графік активного навантаження трансформаторів зі сторони ВН при аварії в системі
Рисунок 1.18 – Графік реактивного навантаження трансформаторів зі сторони ВН при аварії в системі
Рисунок 1.20 – Графік повного навантаження трансформаторів зі сторони СН при аварії в системі
Рисунок 1.20 – Графік повного навантаження трансформаторів зі сторони ВН
при аварії в системі
Після побудови графіків навантаження, робиться вибір потужностей трансформаторів, причому необхідно врахувати можливість перевантаження трансформаторів, керуючись наступними правилами: 1) в аварійному режимі допускається перевантаження на протязі не більше 5 діб на 40% зверх мінімальної потужності, на час максимумів навантаження не більше 6 годин на добу, якщо коефіцієнт початкового навантаження не більше ніж 0.95; 2) в інших випадкахнеобхідно користуватися графіками переван- тажувальної здатності трансформаторів, встановленими ГОСТ 14209-85П. Для цього дійсний графік навантаження перетворюється в двоступеневий, причому еквівалентне навантаження кожного ступеня визначається як: де n – число ступенів; tK – тривалість; SK – навантаження. Еквівалентне навантаження S першого ступеня визначають по формулі (1.2) за час 10 годин, які передують максимуму навантаження. Розглянемо, як вибрати потужність трансформаторів для нашого пррикладу. Можливі два варіанти схем: - з двома автотрансформаторами 220/110/10 кВ (рисунок 1.21); - з двома двообмотковими трансформаторами 220/10 та двома 110/10 (рисунок 1.22).
Рисунок 1.21 - Схема з двома автотрансформаторами 220/110/10
Рисунок 1.22 - Cхема з двома двообмотковими трансформаторами 110/10 і двома 220/10 Розглянемо варіант схеми 1 1) Нормальний режим Максимальні навантаження обмоток: ВН=135МВт; СН=90МВт; НН=60МВт; (рисунок 1.3; 1.4; 1.14). Вважаємо, що в цьому випадку можливий вихід з ладу одного трасформатора. Тоді інший трасформатор повинен забезпечити передачу всієї потужності при допустимому 40%-му перевантаженні.
Вибираємо трансформатори АТДЦТН-125000/220/110.
2) Відключення або ремонт одного генератора. Максимальні навантаження обмоток: ВН=145МВт; СН=90МВт; НН=55МВт; (рисунок 1.3; 1.6; 1.15). В цьому випадку вважаємо, що працюють обидва трансформатори. Максимальне навантаження на трансформатори:
Залишаємо вибраний трансформатор.
3) Аварія в системі. Максимальні навантаження обмоток: ВН=105 МВА; СН=90/0.8=106 МВА; НН=75 МВА; (рисунок 1.3; 1.12; 1.19). Тут також максимальне навантаження не перевищує номінальної потужності вибраних трансформаторів.
4) Ремонт одного генератора і аварійне відключення другого в літній період. Максимальні навантаження обмоток: ВН=205 МВт; СН=90 МВт; НН=115 МВт; (рисунок 1.3; 1.13; 1.16).
Залишаємо вибраний трансформатор. Остаточно вибираємо згідно табл. 3.8 [2] 2 автотрансформатори типу АТДЦТН-125000/220/110, параметри якого заносимо в таблицю 1.1. Розглянемо варіант схеми 2 Здійснюємо вибір двообмоткових трансформаторів на напругу 220/10 кВ. Для даних трансформаторів найважчим режимом є ремонт одного генератора і аварійне відключення другого в літній період. Як видно з графіку рисунок 1.16 максимальне навантаження триває до 8 год., тому застосовуємо правило 40%. Умова вибору: де Sрозр.ТР – розрахункова потужність трансформатора. де РВН – потужність на стороні ВН, згідно рисунок 1.16 РВН=205 МВт.
Згідно табл. 3.8 [2] вибираємо 2 трансформатори типу ТДЦ-125000/220, номінальні параметри якого заносимо в таблицю 1.1. Здійснюємо вибір двообмоткових трансформаторів на напругу 110/10 кВ. Для цих трансформаторів найважчим режимом роботи є аварія в системі. Як видно з рисунок 1.3 максимальне навантаження триває до 8 год., тому вибір проводимо аналогічно попередньому:
Згідно з табл. 3.6 [2] вибираємо 2 трансформатори типу ТРДН-40000/110, номінальні параметри якого заносимо в таблицю 1.1.
Таблиця 1.1 – параметри трансформаторів
Тип трансформатора |
Потужність, МВА | ΔРх.х., кВт | ΔРк.з., кВт | U к, % | Іх.х., % |
Ціна, тис.грн. | ||||||||||
| ВН | СН | НН | |||||||||||||||
| 1 | АТДЦТН-125000/220/110 | 125 | 65 | 315 | 31 | 19 | 11 | 0,5 | 195 | ||||||||
| 2 | ТДЦ-125000/220 | 125 | 115 | 380 | 11 | – | – | 0,5 | 168 | ||||||||
| 3 | ТРДН-40000/110 | 40 | 42 | 175 | 10,5 | 15 | – | 0,65 | 72 | ||||||||
(1.1)
(1.2)
МВА.
МВА.
МВА.
(1.7)
, (1.8)
МВА.
МВА.
Для вибору одного з варіантів проводимо техніко-економічне порівняння варіантів, тобто розраховуємо сумарні дисконтовані затрати для кожного варіанту:
, (1.9)
де Ве – витрати на експлуатацію, ремонт і амортизацію трансформаторів і приймаються 6.3% від капітальних затрат;
Ввтр – вартість втрат енергії в трансформаторах;
Е – норма дисконту, приймаємо Е=0.1;
К – капітальні затрати на трансформатори.
Варіант 1
Визначаємо основні показники:
1) капітальні затрати:
тис. грн.;
2) витрати на експлуатацію:
тис. грн.;
3) вартість втрат енергії в трансформаторі:
, (1.10)
де Ввтр – вартість втрат в сталі трансформатора;
Вм –вартість втрат в міді трансформатора.
Визначаємо втрати енергії в сталі:
кВт·год.;
Визначаємо втрати енергії в міді трансформатора, використовуючи графік навантаження трансформаторів в номінальному режимі і враховуючи, що згідно завдання, кількість робочих днів в рік по зимовому графіку – 205 днів, по літньому – 160 днів:
кВт·год.
Питомі затрати на відшкодування втрат енергії в трансформаторі:
|
|
- втрати в сталі Цст=1,1 коп/кВт·год;
- втрати в міді Цм=1,3 коп/кВт·год.
Тоді вартість втрат:
тис. грн.;
тис. грн.;
тис. грн.;
тис. грн.
Варіант 2
Визначаємо основні показники:
1) капітальні затрати:
тис. грн.;
2) витрати на експлуатацію:
тис. грн.;
Визначаємо втрати енергії в сталі:
кВт·год.;
Визначаємо втрати енергії в міді:
кВт·год.
тис. грн.;
тис. грн.;
тис. грн.;
тис. грн.
Результати техніко-економічного розрахунку наведені в таблиці 1.2.
Таблиця 1.2 – результати техніко-економічного розрахунку
| Варіант | К, тис. грн. | Ве, тис. грн. | Ввтр, тис. грн. | Здс, тис. грн. |
| 1 | 390 | 24.57 | 23.15 | 867.2 |
| 2 | 480 | 30.24 | 38.40 | 1166.4 |
З таблиці 1.2 видно, що варіант №1 економічніший по всіх показниках, тому для подальшого проектування вибинраємо схему з автотрансформаторами типу АТДЦТН-125000/220/110.
Обмеження струмів КЗ
На ТЕЦ, які мають збірні шини генераторної напруги і на яких є потужне навантаження досить високий рівень струмів КЗ.
Оскільки максимальний рівень струмів КЗ обмежується параметрами вимикачів, трансформаторів, провідників, параметрами електрообладнання, струмопроводів, термічною стійкістю кабельних ліній, умовами стійкості енергосистеми, то це зумовлює необхідність обмеження струмів КЗ.
Найбільш поширеним способом обмеження струмів КЗ є встановлення струмообмежуючих реакторів, які мають сталий індуктивний опір, що не залежить від струму. В проекті розглядається встановлення секційних та лінійних реакторів. Лінійні реактори вмикаються в лінію зі сторониджерел живлення чи підстанцій. Секційні реактори вмикаються на збірні шини станцій так, щоб кожна секція мала джерело енергії та навантаження.
Вибір секційних реакторів
Спочатку вирішимо питання про доцільність встановлення секційних реакторів у нашій схемі. Для цього виконаємо ряд розрахунків:
1) на основі даних розрахунку струмів КЗ (попередній розділ) в схемі без секційних реакторів проводимо попередній вибір вимикачів в колах генераторів, трансформаторів зв’язку і шиноз’єднуючих вимикачів;
2) вибираємо секційні реактори. При цьому номінальний струм реактора приймається 60-80% номінального струму генератора;
3) складаємо схему заміщення мережі з урахуванням секційних реакторів і розраховуємо струми КЗ при наявності секційних реакторів;
4) проводимо вибір вимикачів в схемі з секційними реакторами;
5) проводимо техніко-економічні розрахунки для варіантів схеми мережі з секційними реакторами та без них, на основі яких і робимо висновки про доцільність чи недоцільність встановлення секційних реакторів в даній схемі мережі.
1) Здійснюємо попередній вибір вимикачів в основних колах ТЕЦ в схемі без секційних реакторів:
а) робочі максимальні струми:
– в колах синхронних генераторів, враховуючи можливість зменшення напруги на 5%:
(4.1)
А;
– в колах секційного вимикача:
(4.2)
А;
– в колах трансформаторів зв’язку, виходячи з максимальної потужності згідно графіків навантаження:
А;
б) вибираємо вимикачі з табл. 5.1 [2], і заносимо їх у таблицю 4.1.
Таблиця 4.1 – Вибір вимикачів в схемі без секційних реакторів
Коло
Uроб, кВ
Іроб max, А
Розрахункові величини
Вимикач
Вибираємо секційний реактор:
А.
Індуктивний опір секційного реактора приймаємо:
Ом (із табл. 5.14 [2] РБДГ-10-4000-0.18).
Опір СР, приведений до базових одиниць:
в.о.;
Виконуємо перерахунок струмів з урахуванням секційного реактора.
Точка К-1:
Рисунок 4.1 – Розрахункова схема струмів КЗ в точці К-1
в.о.;
в.о.;
в.о.;
в.о.
Рисунок 4.2 –Схема заміщення струмів КЗ в точці К-1
Знаходимо надперехідне значення струму КЗ в точці К-1
кА;
кА;
кА.
Ударне значення струму КЗ в точці К-1
кА;
кА;
Отже: 
кА.
Аналогічно виконуємо спрощення схем та розрахукки струмів к.з. для решти точок з урахуванням встановлення секційного реактора
Точка К-2:
в.о.;
в.о.;
в.о.;
в.о.
Знаходимо надперехідне значення струму КЗ в точці К-2:
кА;
кА;
кА.
Ударне значення струму КЗ:
кА;
кА;
Отже: 
кА.
Точка К-3:
в.о.;
в.о.;
в.о.;
в.о.;
в.о.
Знаходимо надперехідне значення струму КЗ в точці К-3:
кА;
кА;
кА;
Ударне значення струму КЗ:
кА;
кА;
кА.
Точка К-5:
в.о.;
в.о.;
в.о.;
в.о.;
в.о.;
в.о.;
в.о.;
в.о.;
Знаходимо надперехідне значення струму КЗ в точці К-5:
кА;
кА;
кА;
Ударне значення струму КЗ:
кА;
кА;
кА.
Точка К-6:
в.о.;
в.о.;
в.о.;
в.о.;
в.о.
Знаходимо надперехідне значення струму КЗ в точці К-6:
кА;
кА;
кА;
Ударне значення струму КЗ:
кА;
кА;
кА.
Вибираємо вимикачі для схеми з секційними реакторами (табл. 4.2).
Таблиця 4.2 – Вибір вимикачів з секційними реакторами
| Коло | Uроб, кВ | Іробmax, А | Розрахункові величини | Вимикач | |
| І″к.з., кА | іу, кА | ||||
| Генератор | 10 | 4340.98 | 30.65 | 84.4 | МГГ-10-5000-45У3 |
| Трансформатор | 10 | 6323.4 | 49.46 | 135.7 | МГГ-10-9000-45У3 |
| Секційник | 10 | 3299.14 | 19.66 | 53.9 | МГГ-10-4000-45У3 |
Як видно із порівняння таблиць 4.1 та 4.2 в колах СГ, АТР і вимикача можна встановити менш потужні вимикачі при наявності СР. Здійснюємо техніко-економічне порівняння варіантів схеми (табл. 4.3). Вартість комірок ЗРП приймаємо згідно табл. 5.1 [2].
Таблиця 4.3 – Вартість варіантів схеми
|
Коло |
К-сть |
Схема без реакторів |
Схема з реакторами | ||||
| Вимикач | Вартість, тис. грн. | Σ вартість, тис. грн. | Вимикач | Вартість, тис. грн | Σ вартість, тис. грн. | ||
| Генератор | 2 | МГГ-10- 5000-63У3 | 7,5 | 15 | МГГ-10- 5000-45У3 | 2 | 4 |
| Трансформатор | 2 | МГ-10- 9000/1800 | 22,5 | 45 | МГГ-10- 9000-45У3 | 15 | 30 |
| Секційник | 2 | МГГ-10- 4000-45Т3 | 2,5 | 5 | МГГ-10- 4000-45У3 | 2 | 4 |
| РАЗОМ | 65 | 38 | |||||
Як видно з таблиці 4.3 варіант схеми, де встановлено СР є дешевшим, а також СР значно зменшують рівень струмів КЗ на шинах 10 кВ. Тому варіант із секційними реакторами є більш вигідним і надійнішим для подальшого проектування.
Вибір лінійних реакторів
Встановлення ЛР при проектувані ТЕЦ здійснюється з метою забезпечення термічної стійкості кабелів розподільчої мережі 10 кВ і обмеження рівнів струмів КЗ до рівня, який зумовлений параметрами вимикачів на розподільчих пристроях 10 кВ станції.
При виборі ЛР перевага надається здвоєним реакторам, які забезпечують значний струмообмежуючий ефект і зменшують спад напруги в нормальному режимі.
При встановленні ЛР потрібно намагатися встановлювати їх якомога менше на кожній секції (до 4-х). І бажано, щоб навантаження між реакторами було розділено рівномірно.
Доведемо доцільність встановлення ЛР на відходячих лініях 10 кВ. Розглянемо схему одного з РП (рисунок 4.3).
Рисунок 4.3 – Схема РП
Вибираємо КЛ, яка проходить від шин ТЕЦ до РП, за допомогою методу вибору перерізу по економічній густині струму:
- струм в нормальному режимі роботи, враховуючи, що навантаження розподілене рівномірно на 2 кабелі:
(4.3)
А
- поперечний переріз кабелю:
(4.4)
Для вибору Jек знайдемо час використання максимальної потужності Tmax, виходячи з графіка 1.2.
Tmax=(60ּ16+80ּ4+115ּ4)ּ205/115+(40ּ20+60ּ4)ּ160/60=5875 год.
Для кабелів з алюмінієвими жилами згідно табл. Д-15 [5]:
Jек=1.2 А/мм2.
Тоді: 
мм2.
Вибираємо кабель типу АСБ-10 кВ, 3х240 мм2, Ідоп=355 А.
Перевіряємо кабель на допустимий струм в аварійному режимі:
, (4.5)
де Іав – струм в аварійному режимі:
А;
Ідоп – допустимий струм для кабеля:
, (4.6)
де 
– табличне значення струму для кабеля;
Кпер – коефіцієнт перевантаження, приймаємо 1.3;
Кпр – коефіцієнт, що враховує прокладання двох кабелів в траншеї, згідно табл. 7.17 Кпр=0.9;
А.
Тобто 415 А>392.8 А, умова виконується, отже кабель вибрано вірно.
Аналогічно вибираємо кабель, що йде від шин ТЕЦ до РП на 2,5 МВт.
А;
мм2;
Вибираємо кабель АСБ-10 кВ, 3х70 мм2, Ідоп=165 А.
А;
А;
, отже кабель вибрано вірно.
Таблиця 4.4 – Вибір кабелів
| Потужність РП, МВт | Інорм, А | Іав, А | Jек, А/мм2 | S, мм2 | Марка кабелю |  , А
|  , А
|
| 6 | 196.4 | 392.8 | 1.2 | 240 | 2хАСБ 3х240 | 355 | 415 |
| 2.5 | 81.8 | 163.6 | 1.2 | 70 | 2хАСБ 3х70 | 165 | 193 |
Перевіряємо вимикач на РП і КЛ, що розгалужуються від КЛ:
1) розраховуємо струм КЗ на шинах РП - 6 МВт, оскільки опір кабелів є меншим за опір кабелів до РП – 2.5 МВт.
Знайдемо струм к.з. в точці К-7:
в.о.;
в.о.;
в.о.;
в.о.;
в.о.;
в.о.;
в.о.;
в.о.;
в.о.
Знаходимо надперехідне значення струму КЗ в точці К-7:
кА;
кА;
кА;
Ударне значення струму КЗ:
кА;
кА;
кА.
Еквівалентний опір схеми заміщення
в.о.
Знайдемо струм к.з. в точці К-8, для розрахунку використовуємо схему заміщення (рисунок 4.4)
Рисунок 4.4 – Схема заміщення
Активний та індуктивний опори кабеля:
, (4.7)
, (4.8)
де r0, x0 – питомі опори кабелю, згідно табл. 7.24 [2]:
r0=0.129 Ом/км, x0=0.075 Ом/км;
n – кількість паралельних кабелів, n=2;
l – довжина КЛ, згідно завдання складає l=1.2 км.
Ом;
Ом.
Струм на шинах РП (точка К-8):
кА;
2) перевіряємо вимикач по струму КЗ:
(4.9)
для ВМП-10 К Іномвим=20 кА. Отже 20 кА < 43,3 кА, отже даний вимикач за даною умовою не проходить.
3) перевіряємо заданий кабель на термічну стійкість:
, (4.10)
де с=90 – для кабелів з алюмінієвими жилами;
t – час дії струму КЗ:
t=tзах+tвим=0,2+0,14=0,34 с;
tзах – час спрацювання захисту;
tвим – час відключення вимикача.
Отже, згідно (4.10):
кА;
умова перевірки: 
(4.11)
Порівнюємо даний струм по розрахункових кривих; для цього шукаємо розрахунковий опір:
;
кА;
- струм через кожний з двох кабелів:
кА < 
кА, кабель вимогам термічної стійкості відповідає.
Перевіряємо вимикачі і КЛ на РП станції струмом КЗ в т. К-7
- перевірка вимикача: Іномвим=20 кА < ІКР7=60.32 кА, вимикач не проходить;
- перевірка кабелю: ААБ-3х95 мм2:
кА;
;
І 
кА;
- струм через кожний з двох кабелів:
кА > 
кА, отже кабель не задовільняє умову термічної стійкості.
Як бачимо із розрахунків, встановлення ЛР є необхідністю, адже вимикачі та КЛ не задовільняють умови вибору по струмах КЗ.
Здійснюємо встановлення ЛР. Намічаємо по 2 ЛР на кожну секцію, тобто всього 4 ЛР. При завантаженні відгалуження ЛР повинні завантажуватись ріномірно.
