Е. Я. Абрамова, С. К. Алешина, В. И. Чиндяскин

Е.Я. АБРАМОВА, С.К. АЛЕШИНА, В.И. ЧИНДЯСКИН

 

РАСЧЕТ
ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ ПОДСТАНЦИИ
В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

 

Рекомендовано Ученым советом Оренбургского государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Оренбургский государственный университет» в качестве учебного пособия для студентов, обучающихся по программе высшего профессионального образования по специальности «Электроснабжение»

 

 

Оренбург 2004

ББК 31.277.1

А 16

УДК 621.311 (076.1)

 

Рецензент

Кандидат технических наук, доцент А.Г. Никульченко

 

Абрамова Е.Я., Алешина С.К., Чиндяскин В.И.

А 16 Расчет понизительной подстанции в системах электроснабжения: Учебное пособие по курсовому и дипломному проектированию. 2-е изд., перераб. и доп.- Оренбург: ГОУ ОГУ, 2004.- 86 с.

 

 

ISBN

В учебном пособии приведены основные материалы, необходимые для выполнения курсового проекта по дисциплинам «Электроэнергетика» и «Системы электроснабжения». Данное пособие может быть использовано при выполнении дипломного проекта.

Учебное пособие предназначено для студентов, обучающихся по программе высшего профессионального образования по специальности 100400.

 

А-------------

ББК 31.277.1

 

 

ISBN	© Абрамова Е.Я., Алешина С.К., Чиндяскин В.И. 2004
© ГОУ ОГУ, 2004

 

Содержание

Введение…………………….………………………………………………………………
	Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений …
	Расчет и построение годового графика нагрузки …………………….
	Выбор типа, числа и мощности трансформаторов …………………...
	Токи короткого замыкания …………………………………………….
4.1	Расчет токов короткого замыкания …………………………………...
4.2	Меры и средства ограничения токов короткого замыкания…………
	Выбор и проверка оборудования на стороне 110-35кВ подстанции..
5.1	Выбор шин ……………………………………………………………...
5.2	Выбор изоляторов ……………………………………………………...
5.2.1	Выбор опорных изоляторов……………………………………………
5.2.2	Выбор проходных изоляторов…………………………………………
5.2.3	Выбор подвесных изоляторов…………………………………………
5.3	Выбор и проверка высоковольтного выключателя …………………..
5.4	Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей ……….
5.5	Выбор аппаратов в нейтрали трансформатора ……………………….
5.6	Выбор измерительных трансформаторов …………………………….
	Выбор и проверка оборудования на стороне 6-10кВ подстанции…..
6.1	Выбор типа и конструкции распределительного устройства на напряжение 6-10кВ ……………………………………………………..
6.1.1	Основные положения …………………………………………………..
6.1.2	Комплектные РУ 6-35 кВ наружной установки ……………………...
6.1.3	Комплектные РУ 6-10 кВ внутренней установки ……………………
6.1.4	Комплектные РУ 6-10 кВ типа КСО …………………………………..
6.2	Выбор и проверка шинного моста …………………………………….
6.3	Выбор и проверка сборных шин ………………………………………
6.4	Выбор отключающих аппаратов ………………………………………
6.4.1	Выбор масляных выключателей ………………………………………
6.4.2	Выбор выключателей нагрузки ………………………………………..
6.4.3	Выбор предохранителей ……………………………………………….
6.5	Выбор и проверка отходящих линий ………………………………….
6.5.1	Выбор и проверка воздушных линий …………………………………
6.5.2	Выбор и проверка кабельных линий ………………………………….
6.6	Выбор и проверка измерительных трансформаторов тока ………….
6.7	Выбор и проверка измерительных трансформаторов напряжения …
6.8	Выбор трансформаторов собственных нужд, оперативный ток …….
	Расчет устройств заземления и грозозащиты подстанции …………..
7.1	Назначение, выполнение и расчет заземляющих устройств ………...
7.2	Последовательность расчета заземляющего устройства с учетом естественных заземлителей ……………………………………………
7.3	Порядок расчета заземляющего устройства без учета естественных заземлителей ……………………………………………………………
7.4	Защита подстанционного оборудования от перенапряжения
7.5	Выбор разрядников.……………………………………………………
	Высокочастотная связь ………………………………………………...

Список использованных источников ……………..………………………….. 85

Введение

 

В методическом пособии приведены рекомендации по выполнению курсового проекта по электрической части станций и подстанций. Рассмотрены вопросы по выбору главной схемы подстанции промышленного предприятия, по выбору аппаратов и проверке их.

Многообразие условий, которые необходимо учитывать при проектировании подстанций промышленных предприятий разных отраслей промышленности, не позволяет в ряде случаев дать однозначные решения по некоторым вопросам, поэтому приведенные в указаниях рекомендации не следует рассматривать как единственно возможные. В отдельных случаях возможны и неизбежны отступления от них, вытекающие из местных условий и из опыта проектирования в данной отрасли. Кроме этого имеются ссылки на литературу, где тот или иной вопрос рассмотрен более подробно.

Рисунок 1.2 - Блочная схема двухтрансформаторной подстанции

 

Недостаток этой схемы заключается в том, что при повреждении и ремонте линии в работе остается один трансформатор. Электроснабжение не прерывается, но оставшийся в работе трансформатор может оказаться сильно перегруженным.

Схема с ремонтной перемычкой из разъединителей (рисунок 1.3) обеспечивает возможность присоединения обоих трансформаторов к одной линии при ремонте второй. Это схема с "неавтоматической" перемычкой.

Схема с отделителем двухстороннего действия на перемычке (с "автоматической" перемычкой) (рисунок 1.4) обеспечивает при повреждении на линии и отключении соответствующего трансформатора возможность автоматического подключения ко второй линии, в связи с чем уменьшается время срабатывания защиты.

Для обеспечения большей надежности и уменьшения времени срабатывания защиты, перемычка может быть выполнена на выключателе (рисунок 1.5).

Место расположения перемычки "в сторону линии" (рисунок 1.3, 1.4) или "в сторону трансформатора" (рисунок 1.5, 1.6) зависит от длины линии и графика нагрузки подстанции. Если питающие линии короткие и график нагрузки подстанции неравномерный, то перемычку целесообразно ставить "в сторону линии". Если питающие линии длинные и график нагрузки подстанции равномерный, то перемычку ставят "в сторону трансформатора" (рисунок 1.5).

Рисунок 1.3 - Блочная схема двухтрансформаторной подстанции с ремонтной перемычкой из двух разъединителей

Рисунок 1.4 - Блочная схема двухтрансформаторной подстанции с автоматической перемычкой

Наиболее надежной, но и самой дорогой является схема, выполненная на выключателях (рисунок 1.5, 1.6). 80 процентов схем тупиковых подстанций выполняются без выключателей на высокой стороне.

При коротких линиях обходятся и без короткозамыкателя, так как повреждение трансформатора может быть отключено выключателем, стоящим в голове линии без дополнительного сигнала.

Характерные схемы транзитных (проходных) подстанций приведены на рисунках 1.5 – 1.11. Если допустимо прервать транзит мощности на высокой стороне, то можно применять схемы, представленные на рисунок 1.5 и 1.6. Мощность трансформатора при этом не должна превышать 125 МВ*А. Сюда относятся схемы сдвоенного мостика (рисунок 1.7, 1.8, 1.9). В противном случае применяются упрощенные схемы с ремонтной перемычкой (рисунок 1.10, 1.11). Для увеличения надежности данные схемы полностью выполняются на выключателях, применение которых должно быть экономически обосновано.

 

Рисунок 1.5

 

Рисунок 1.6

 

Рисунок 1.7

 

Рисунок 1.8

 

Рисунок 1.9

 

Рисунок 1.10

 

Рисунок 1.11

Рисунок 2.1 - Суточные графики нагрузок

 

Мощности каждой ступени графика, МВт:

 

 

 

 

 

 

Годовой график по продолжительности нагрузок показывает длительность работы подстанции в течении года с различными нагрузками. По оси ординат откладывают нагрузки в соответствующем масштабе, по оси абсцисс – часы года от 0 до 8760 час. Нагрузки на графике располагают в порядке их убывания от P_max до P_min (рисунок 2.2).

 

 

Рисунок 2.2 - Годовой график продолжительности нагрузок

 

Построение годового графика продолжительности нагрузок производится на основе известных суточных графиков (в процентах или в именованных единицах). По графику определяются:

 

1) годовое потребление электроэнергии W_г, МВт∙ч:

 

(2.5)

 

где T_i = t_iз∙n_з + t_iл∙n_л;

t_iз, t_iл – продолжительности ступеней на зимнем и летнем графиках нагрузок, час;

n_з, n_л – количество зимних и летних суток в году;

2) продолжительность использования максимальной нагрузки, T_max, час:

 

(2.6)

 

Например, продолжительности ступеней годового графика нагрузки (рисунок 2.2), построенного по суточному графику (рисунок 2.1):

T₁ = t₄ ∙ 365 = 6 ∙ 365 = 2190;

T₂ = t₂ ∙ 365 = 4 ∙ 365 = 1460;

T₃ = (t₃ + t₅) ∙ 365 = (4 + 2) ∙ 365 = 2190;

T₄ = (t₁ + t₆) ∙ 365 = (6 + 2) ∙ 365 = 2920;

Предполагается, что зимой и летом предприятие работает по одному графику.

3 Выбор типа, числа и мощности трансформаторов

 

Силовые трансформаторы, установленные на подстанциях, предназначены для преобразования электроэнергии с одного напряжения на другое. Наибольшее распространение получили трехфазные трансформаторы, так как потери в них на 12 - 15% ниже, а расход активных элементов и стоимость на 20-25% меньше, чем в группе трех однофазных трансформаторов такой же суммарной мощности.

В задании на курсовое проектирование обычно указывается два напряжения подстанции – 110 (35) кВ и 10 (6) кВ, поэтому по количеству обмоток следует принимать двухобмоточные трансформаторы. Если мощность выбранного трансформатора 25000 кВА и более, то необходимо принимать трансформаторы с расщепленными обмотками по низшей стороне с целью ограничения токов короткого замыкания.

Выбор числа трансформаторов на подстанции определяется категорийностью потребителя (см. задание). Понизительные подстанции желательно выполнять с числом трансформаторов не более двух. Для потребителей третьей и частично второй категории возможно рассмотрение варианта установки одного трансформатора при наличии резервного питания от соседней трансформаторной подстанции.

На подстанциях с двумя трансформаторами рабочие секции шин низшего напряжения целесообразно держать в работе раздельно. При таком режиме ток короткого замыкания уменьшается и облегчаются условия работы аппаратов низкого напряжения /1/.

В системах электроснабжения промышленных предприятий мощность силовых трансформаторов должна обеспечить в нормальных условиях питание всех приемников. При выборе мощности трансформаторов следует добиваться как экономически целесообразного режима работы, так и соответствующего обеспечения резервирования питания приемников при отключении одного из трансформаторов. При этом следует помнить, что на однотрансформаторной подстанции определяющим является нормальный режим работы, на двухтрансформаторной подстанции определяющий режим – послеаварийный.

Мощность трансформатора на двухтрансформаторной подстанции можно выбирать двумя способами: по заданной мощности подстанции; по графику нагрузки.

1) первый способ.

Мощность трансформатора на подстанции в соответствии с /1/ определяется:

 

(3.1)

 

где S_ном – номинальная мощность трансформатора;

S'_max – максимальная нагрузка подстанции с учетом компенсирующих устройств.

 

(3.2)

 

где P_max – максимальная активная мощность;

Q_max - максимальная реактивная мощность подстанции;

Q_ку – мощность компенсирующих устройств;

 

(3.3)

 

tg φ определяется по заданному cos φ;

 

(3.4)

 

где Q_эс – реактивная мощность, которая может быть выдана энергосистемой в сеть.

 

(3.5)

 

Базовое значение tg φ_б = 0.4 при питании подстанции на U = 220 – 230 кВ; tg φ_б = 0.3 при питании подстанции на U = 110 – 150 кВ; tg φ_б = 0.25 при питании подстанции на U = 35 кВ, /4/.

Расчетная мощность трансформаторов, полученная по формуле 3.1, округляется до ближайшей стандартной мощности S_ном)по шкале ГОСТ 11920-85, ГОСТ 12965-85. Затем выбранный трансформатор проверяется на перегрузочную способность по ГОСТ 14209-97

 

(3.6)

 

где k₂ – коэффициент аварийной перегрузки при отключении одного из трансформаторов во время аварии, определяется по таблицам аварийных перегрузок /7/.

Он зависит от коэффициента начальной нагрузки (K₁), температуры охлаждающей среды во время аварии (θ_охл), длительности перегрузки (h), а также от системы охлаждения трансформатора. В соответствии с /1, 5, 6/ k₂ = 1,4 при соблюдении следующих условий: в тех случаях, когда нагрузка трансформаторов (для систем охлаждения М, Д, ДЦ и Ц) до и после аварийной перегрузки не превышала 0,9 от его паспортной мощности, его возможно перегружать в срок до 5 суток на 40 % при температуре охлаждающего воздуха θ_охл не более +30⁰C, но при этом продолжительность перегрузки в каждые сутки не должна превышать 6 часов (суммарная продолжительность перегрузки подряд или с разрывами), при температуре охлаждающего воздуха θ_охл более +30⁰C величина перегрузки снижается до 30 % и продолжительность ее уменьшается до 4 часов в сутки.

Коэффициент начальной нагрузки K₁ определяется как:

 

(3.7)

 

где S_ср.кв – среднеквадратичная нагрузка;

n – число трансформаторов.

Возможно использование коэффициента начальной нагрузки в максимальном режиме.

 

(3.8)

 

Если при проверке трансформатора в аварийном режиме не выполняется условие (3.6), то необходимо предусмотреть отключение части потребителей III категории, или увеличить мощность трансформатора на одну ступень.

2) второй способ.

В основу этого расчета положен график нагрузки предприятия и критерием выбора является износ изоляции трансформатора. По суточному графику нагрузки рассчитывается среднеквадратичная нагрузка S_ср.кв:

 

(3.9)

 

где T – продолжительность графика, час;

S_i – полная мощность i-той ступени графика.

И тогда номинальная мощность трансформатора будет определяться как:

 

или

(3.10)

 

где S_*ср.кв – среднеквадратичная нагрузка в относительных единицах.

 

(3.11)

 

По среднеквадратичной мощности рекомендуется выбирать мощность трансформаторов, питающих резкопеременную нагрузку.

Полученная мощность округляется до ближайшей стандартной. Затем S_ном наносится на суточный график в виде прямой линии.

Выбранный трансформатор проверяется на аварийную перегрузку. Для этого задаются средней температурой охлаждающего воздуха (для Оренбургской области θ_охл = –13,4 º C) /7/ и по графику определяется суммарное количество часов перегрузки трансформатора свыше номинальной мощности h.

Затем определяется начальная нагрузка (K₁) из выражения (3.7) или:

 

 

где S_m – средняя мощность интервала длительностью ∆t_m.

По таблице 11 ГОСТ 14209-97 для известных K₁ и h, а также температуры окружающей среды и способа охлаждения трансформатора определяется допустимая аварийная нагрузка k₂. Затем проверяется условие (3.6), если оно не выполняется, поступают также, как и в предыдущем случае (см. с. 19).

Например, задан график нагрузки предприятия (рисунок 3.1), для которого S'_max = 23 МВА.

 

Рисунок 3.1

 

Определяется среднеквадратичная мощность:

 

 

S_*ср.кв = 0.82

 

S_ном = 0.82∙ S’_max = 0.82∙23 = 18.9 МВА.

 

По справочнику /10/ выбираются два трансформатора мощностью S_ном = 16 МВА. Откладывается данная величина на графике в процентах от максимальной нагрузки подстанции

 

 

Проверяется коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:

 

 

что соответствует экономической загрузке трансформаторов.

Систематическая нагрузка трансформаторов меньше их номинальной мощности (S'_max < 2· S_ном), поэтому выбранные трансформаторы проверяются только на аварийную перегрузку.

Коэффициент аварийной перегрузки (K₂), как было указано выше, зависит от системы охлаждения трансформатора (ТМ, ДЦ и т. д.), температуры охлаждающей среды (θ_охл), числа часов аварийной перегрузки (h), коэффициента начальной нагрузки, (K₁ или K_1max).

K₂ = f (θ_охл; h; K_1max)

θ_охл = –13.4⁰C; h = 24 час

 

По таблице /27/ определяется K₂ = 1,5.

Проверяется выбранный трансформатор на аварийную перегрузку:

 

S_ном ∙ K₂ ≥ S'_max; 16 ∙ 1,5 > 23 МВА.

 

Выбранный трансформатор удовлетворяет требованиям ГОСТ 14209-97. Выписываются все каталожные данные трансформатора из справочников /2, 3/. Например: ТДН-16000/110/10

 

S_ном = 16 МВА, U_вн = 115 кВт, U_нн = 11 кВ, I_хх = 0,7 %,

 

P_хх = 18 кВт, P_кз = 85 кВт, U_кз = 10,5 %.

 

Габариты: длина 6 м, ширина 3,5 м, высота 5,5 м.

Выбор мощности трансформатора на однотрансформаторной ГПП производится по среднеквадратичной мощности:

S_ном ≥ S_ср.кв с проверкой перегрузочной способности трансформатора в часы максимума

 

S_ном ∙ K₂ ≥ S'_max,

 

где K₂ – коэффициент допустимой систематической нагрузки.

 

Так как потребная мощность предприятия растет из года в год, при проектировании подстанций необходимо фундаменты и конструкции, а также ошиновку подстанции и аппараты ввода рассчитывать для трансформаторов на ступень выше расчетной мощности, т. е. предусмотреть возможность увеличения мощности подстанции без существенных переделов /1/.

 

Токи короткого замыкания

 

Рисунок 4.3 - Результирующая схема замещения

 

Преобразование (свертывание) схемы выполняется в направлении от источника питания к месту короткого замыкания. При этом используются известные правила последовательного и параллельного сложения сопротивлений, преобразование звезды сопротивлений в треугольник и обратно, метод расщепления схем и т. п. (подробнее см. /8, 11/).

4) Полученное в результате свертывания схемы результирующее сопротивление Х_*рез приводят к номинальной мощности источника, определяют Х_*расч

 

(4.2)

 

где S_нс – номинальная мощность источника питания (системы), принимается равной мощности короткого замыкания на шинах этой системы, = S_нс = I"_кс ∙ ∙U_ср.н (в зависимости от задания).

Можно также принять, что S_нс = S_б, тогда Х_*расч = Х_*рез.

5) По расчетным кривым /8, 10, 11/ для интересующего момента времени t определяют периодическую слагающую тока при трехфазном коротком замыкании в относительных единицах, I_*nkt, если 0 < Х_*расч < 3.

6) Зная кратность тока короткого замыкания I_*nkt определяют ток в именованных единицах I_nkt, кА:

 

(4.3)

 

где _нΣ – суммарный номинальный ток источника, приведенный к той ступени напряжения U_{ср.н б}, на которой рассчитывается ток к.з., равный:

 

(4.4)

 

где S_нΣ – суммарная мощность источников, питающих точку короткого замыкания.

Если Х_*расч < 0,6, то для времени t = ∞ следует определять ток при двухфазном коротком замыкании, I⁽²⁾_n∞ (подробно в /8/). При этом принимают, что X_Σ1 ≈ X_Σ2 (т. е. суммарные сопротивления схем прямой и обратной последовательности одинаковы). Ток прямой последовательности, I⁽²⁾_*KA1t, для особой фазы находится либо по кривым (для Х⁽²⁾_*расч = 2 Х_*расч1), либо аналитически:

 

(4.5)

 

В именованных единицах ток поврежденной фазы при двухфазном коротком замыкании

 

(4.6)

 

Если Х_*расч > 3, то расчет по кривым вообще невозможен, периодическая слагающая тока короткого замыкания в любой момент времени постоянна и определяется аналитически как для системы бесконечной мощности

 

(4.7)

 

Для проверки аппаратов на динамическую устойчивость определяют ударный ток короткого замыкания i_уд, который обычно имеет место через 0,01 секунды после начала короткого замыкания:

 

(4.8)

 

где I_n0 – начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания;

K_уд – ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания T_а.

 

(4.9)

 

где T_a - постоянная времени равна

 

 

где L_k – индуктивность схемы .

Для конкретной схемы

(4.10)

 

где X_рез и R_рез – соответственно индуктивное и активное результирующие сопротивления схемы.

Значения T_a и K_уд могут быть взяты из таблицы 4.3

Ударный коэффициент может быть определен также из графика /11/, если известно T_a.

Для выбора коммутационной аппаратуры, кроме того, необходимо иметь значения периодической и апериодической составляющих тока короткого замыкания для расчетного момента времени .

Расчетное время τ, для которого требуется определить токи короткого замыкания, зависит от места к. з. и вычисляется как:

 

τ = tрс + tсв ,

(4.11)

 

где t_рс – время срабатывания релейной защиты (не более 0,1 с);

t_св – собственное время отключения выключателя (по каталогу). Для современных выключателей оно не превышает 0,1 с;

n – количество ступеней селективности;

– продолжительность ступени селективности (0,3 – 0,5 с)

 

Так для ячейки отходящих линий это время τ = t_рс + t_св ; для ячейки секционного выключателя - τ = t_рс + t_св ; для ячейки ввода - τ = t_рс + t_св и т.д.

Таблица 4.3 - Средние значения отношения X/R, ударного коэффициента K_уд и постоянной времени T_a для характерных ветвей, примыкающих к точке короткого замыкания

Наименование ветви или место К. З.	X/R	Kуд	Ta, с
Ветвь генератор – трансформатор	30-50	1,9-1,95	0,1-0,2
Ветвь асинхронного двигателя	6,3	1,6	0,02
К.З. за линейным реактором на эл. станции		1,9	0,1
К.З. за линейным реактором на подстанции	18-20	1,85	0,06
К.З. за кабельной линией 6–10 кВ		1,4	0,01
К.З. за трансформатором Sн = 1000 кВА	6,3	1,6	0,02
К.З. на присоединении РУ ВН подстанции		1,8	0,05
К.З. на присоединении НН подстанции		1,85	0,06

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания определяется:

 

(4.12)

 

а при условии максимального значения:

 

(4.13)

 

Для ускорения расчетов значение целесообразно определять по кривым /11/ при известных величинах τ и T_а.

Для проверки проводников на термическую стойкость при коротком замыкании пользуются понятием теплового импульса B_k, характеризующего количество теплоты, выделившейся в проводнике (иногда его называют импульсом квадратичного тока короткого замыкания).

 

,

(4.14)

 

где I_пкτ – значение периодической составляющей тока короткого замыкания при t = τ;

τ – время действия релейной защиты, определяемое по формуле 4.11;

T_a – постоянная времени цепи короткого замыкания, определяемая по выражению 4.10 или по таблице 4.3.

Этот импульс учитывает как периодическую, так и апериодическую составляющую тока короткого замыкания, при этом значение B_k несколько завышено.

Для облегчения выбора аппаратуры и уменьшения объема расчетно-пояснительной записки результаты расчетов токов короткого замыкания рекомендуется свести в таблицу 4.4.

 

Таблица 4.4 - Сводная таблица расчета токов короткого замыкания

Номер расчетной точки и расположение на схеме подстанции	, кА	, кА	, кА	, кА	, кА	Sk, МВА	τ, с	Bk, кА^2∙с
точка k1 точка k2 (для ячейки ввода) ячейка секционного выключателя ячейка отходящих линий

Примечание - Точки короткого замыкания см. на расчетной схеме рисунки 4.1, 4.2.

 

Подстанции

 

Выбор шин

 

В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС, обладающие малым удельным сопротивлением и хорошей механической прочностью.

1) Сечение F, мм² питающей линии (при напряжении 220 кВ и ниже) выбирается по экономической плотности тока:

 

(5.1)

 

где I_раб – рабочий ток на стороне высокого напряжения подстанции, A;

j_э – экономическая плотность тока, определяемая материалом проводника, конструкцией сети, числом часов использования максимальной нагрузки, T_м, и т.д., A/мм² /5/.

Рабочий ток определяется:

 

(5.2)

 

где S'_max – максимальная мощность подстанции, МВА, с учетом компенсирующих устройств;

U_вн – напряжение подстанции с высокой стороны, кВ.

Для транзитной подстанции:

 

(5.3)

 

где S_транз – мощность транзита, указанная в задании, МВА.

На ответвлениях к трансформаторам рабочий ток определяется по выражению 5.2.

Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного значения, но при этом необходимо помнить, что по условиям короны минимальные сечения, рекомендуемые /6/, таковы:

70 мм² при U_вн = 110 кВ,

120 мм² при U_вн = 150 кВ,

240 мм² при U_вн = 220 кВ,

2) Выбранное сечение необходимо проверить по нагреву в аварийном режиме, когда одна из цепей отключена:

 

Iдл доп > Iав,

(5.4)

где I_{дл доп} – длительно допустимый ток для выбранного сечения линии, A (из справочной литературы);

I_ав – аварийный ток, A.

Аварийный ток приближенно определяется по формуле:

 

Iав = 2 Iраб

(5.5)

 

или более точно по одной из следующих формул:

 

(5.6)

 

(5.7)

 

где S_ном – номинальная мощность трансформатора, МВА;

k₂ – коэффициент аварийной перегрузки.

Если условие 5.4 не выполняется, следует увеличить сечение провода.

3) многопроволочные провода и трубчатые шины напряжением 35 кВ и выше, выбранные по экономической плотности тока и проверенные по нагреву в аварийном режиме, дополнительно должны быть проверены на коронирование, поскольку на подстанции расстояние между проводами значительно меньше, чем на линии.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля, E_0кр, кВ/см:

 

(5.8)

 

где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0.82);

r₀ – радиус провода, см.

Напряженность электрического поля E около поверхности нерасщепленного провода определяется по выражению:

 

(5.9)

 

где U – линейное напряжение, кВ;

D_ср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см; при горизонтальном расположении фаз D_ср = 1.26 D (D - расстояние между соседними фазами, см);

При горизонтальном расположении проводов напряженность на среднем проводе примерно на 7% больше величины, определенной по (5.8). Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля E_max у поверхности любого провода не более 0.9 E_0кр, то есть должно выполняться условие:

Emax = 1,07 E < 0,9 E0кр.

(5.10)

 

Если условие (5.10) не выполняется, то следует увеличить расстояние между фазами D или радиус провода r₀.

4) Выбранные провода должны быть проверены по ветровым нагрузкам и нагрузкам по гололеду в соответствии с ПУЭ.

5) На термическое и электродинамическое действия токов короткого замыкания проверяют гибкие шины РУ при I_по⁽³⁾ > 20 кA и провода ВЛ при i_у^(п) > 50 кA /5/.

В качестве расчетного тока при этом принимают ток при двухфазном коротком замыкании:

 

(5.11)

 

Выбор изоляторов

 

В распределительных устройствах шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах.

 

Выбор опорных изоляторов

1) по номинальному напряжению:

Uуст ≤ Uном;

(5.12)

 

2) по допустимой нагрузке:

Fрасч ≤ Fдоп,

(5.13)

 

где F_расч – сила, действую