Проектування підстанції та вибір обладнання (стр. 2 из 7)
; (1.8)де Ік – струм короткого замикання кА;
.Ударний струм розрахуємо за формулою [2]:
;(1.9)де iу – ударний струм короткого замикання, кА;
Ку – ударний коефіцієнт, який знаходимо за формулою [2]:
; (1.10)де ТА – часова складова, яка визначається за формулою:
;(1.11) 
; 
; 
.Розрахуємо струм КЗв т. К2 на шинах низької напруги 10 кВ трансформатора ПС3.
Коли потужність трансформатора більше 630 кВА активний опір трансформатора в розрахунку струму КЗ не враховуємо.
Приведемо схему заміщення для розрахунку струму КЗ К2:
Рисунок 1.5 – Схема заміщення для розрахунку струму КЗ
Знайдемо результуючі активний та реактивний опори:
; (1.16) 
; 
; (1.17) 
.Значення опорів наносимо на схему:
Рисунок 1.6 – Значення опорів
Повний опір знаходимо за формулою (1.7):
.Знайдемо встановлене значення струму КЗ на шинах високої сторони.
Струм короткого замикання розраховуємо за формулою (1.8):
.Ударний струм розрахуємо за формулами (1.9–1.11):
; 
; 
.Таблиця 2 – Значення струмів КЗ.
| Сторона |  , кА |  , кА |
| ВН | 6,667 | 11,21 |
| НН | 9,277 | 24,022 |
2. Обгрунтування і вибір схеми підстанції
При виборі схеми та обладнання підстанції будемо керуватися Загальними технічними вимогами щодо пристроїв підстанцій 35-150 кВ нового покоління для енергозабезпечуючих компаній, котрі наведені нижче.
Вказаним документом необхідно керуватися підчас:
– проектування і будівництва нових підстанцій;
– комплексної реконструкції, технічного переозброєння і модернізації підстанцій, що діють;
– виконання технічних умов приєднання нових електроустановок.
Головні ознаки підстанцій 35-150 кВ нового покоління:
– застосування сучасного основного електротехнічного устаткування, що має підвищену експлуатаційну надійність;
– високий ступінь автоматизації технологічних процесів з контролем і управлінням з віддалених центрів управління (диспетчерських пунктів);
– високий коефіцієнт корисного використання території підстанцій закритого типу при розміщенні в житлових районах, екологічно безпечні, без негативного впливу на навколишнє середовище;
– мінімальна довжина кабельних трас;
– високий ступінь безпечного виконання робіт.
Основні технічні вимоги, які необхідно враховувати при проектуванні підстанцій нового покоління:
1) сучасні трансформатори повинні мати обгрунтовано занижені величини втрат холостого ходу, короткого замикання, витрат електроенергії на охолоджування, необхідну динамічну стійкість до струмів КЗ, повинні бути оснащені сучасними високонадійними вводами з твердою ізоляцією, пристроями регулювання під навантаженням, укомплектованими інтелектуальними датчиками і контролерами, системами пожежогасіння і запобігання пожежі, системою охоронної сигналізації. РПН повинен мати прилад моніторингу і самодіагностики.
Для електропостачання електроустановок споживачів з різко перемінним характером навантаження необхідно передбачати трансформатори з розщепленими обмотками для розподілу навантаження за характером на симетричну і несиметричну;
2) вимикачі 110-750 кВ повинні бути елегазовими, вимикачі 6-35 кВ – вакуумними. Елегазові вимикачі повинні бути оснащені десиметром – контролем щільності елегазу і видачею сигналу про зниження щільності;
3) комірки 6-35 кВ повинні бути розраховані на підключення кабелю з «зшитого поліетилену» перерізом 600-800 мм
однофазного виконання;4) роз’єднувачі повинні бути з покращеною кінематикою і контактною системою, з переважно електромашинним або ручним приводом, горизонтально-поворотні, а також напівпантографні, з підшипниковими вузлами, що не вимагають ремонту з розбиранням впродовж всього терміну служби з полімерно-опорною ізоляцією;
5) трансформатори струму і вбудовані трансформатори напруги повинні бути окремо розташовані, зокрема комбіновані в одному корпусі. Окремо розташовані ТС застосовуються в тих випадках, коли вбудовані ТС не забезпечують необхідних умов роботи РЗ, АСКОЕ і живлення вимірювальних приладів;
6) обмежувачі перенапруги повинні бути вибухобезпечними, з достатньою енергоємністю і необхідним захисним рівнем. Всі ОПН напругою 35-150 кВ повинні бути обладнані регістраторами спрацьовування в полімерному корпусі;
7) при техніко-економічній обгрунтованості застосовувати керовані дистанційно засоби компенсації реактивної потужності, зокрема автоматичні, на базі сучасної силової електроніки;
8) основне устаткування ПС нового типу повинне мати, як правило, систему моніторингу, інтегровану в АСО ТП, яка включає підсистеми діагностики технічного стану устаткування;
9) електричні схеми ПС всіх рівнів напруги повинні бути обгрунтовано спрощені з урахуванням застосування сучасного високонадійного устаткування;
10) для розподільних пристроїв 110-150мкВ на 4 приєднання необхідно застосовувати схему «моста» з елегазовими вимикачами, а на 6-35 кВ – з вакуумними, в розподільних пристроях напругою 6-35 кВ в основному необхідно застосовувати одиночні секціоновані системи шин. Враховуючи техніко-економічне обгрунтування, за умови перспективи розвитку, для вузлових підстанцій напругою 110-150 кВ необхідно застосовувати подвійні з обхідною системою шин;
11) власні потреби підстанції 35-150 кВ повинні мати живлення від двох незалежних джерел і бути обладнані приладами обліку електроенергії. Забороняється живлення сторонніх споживачів від мережі власних потреб підстанції. При достатньому обгрунтуванні повинні передбачатися джерела безперебійного живлення;
12) як оперативний струм на підстанціях застосовують змінний струм у всіх випадках, коли це можливо, що приводить до спрощення і здешевлення електроустановок і забезпечує необхідну надійність роботи;
Для відповідальних ПС 35-150 кВ необхідно застосовувати постійний оперативний струм. У кожному РП 110-150 кВ живлення пристроїв РЗА, телемеханіки і зв'язку, а також приводів вимикачів повинно здійснюватися оперативним струмом не менше, чим від двох джерел (акумуляторних батарей, мережі власних потреб).
При техніко-економічному обгрунтуванні для пристроїв РЗА необхідно передбачати окремі акумуляторні батареї. Ємкість джерел постійного оперативного струму повинна бути розрахована на роботу без заряджання протягом часу, необхідного для прибуття персоналу на ПС у разі аварії, і часу, необхідного для ліквідації аварії. АБ повинна бути закритого типу і мати підвищений термін служби (не менше 15 років).
13) все первинне устаткування, заземляючі пристрої ПС, пристрої АСО ТП, РЗА і ПА, системи АСКОЕ, засоби і системи зв'язку, цифрові реєстратори аварійних подій і т.п., а також вторинні ланцюги повинні відповідати вимогам;
14) системи автоматизації підстанцією АСУ ТП, РЗА, ПА, АСКОЕ, засоби і системи зв'язку, технологічного відеоконтролю повинні, як правило, проектуватися на базі мікропроцесорних пристроїв, об'єднаних єдиною платформою апаратно-програмних засобів на базі IP-мереж з виходом на диспетчерські пункти управління через цифрову мережу зв'язку.
Обираємо схему моста, яка використовується при двох лініях і двох трансформаторах.
Рисунок 2.1 – Схема моста з вимикачем в колах ТР іперемичкою збоку ліній
Для збереження в роботі обох ліній при ревізії будь-якого з вимикачів (В1, В2, ВЗ) передбачається додаткова перемичка з двох роз'єднувачів ЛР1, ЛР2 (рисунок 2.1). Нормально один з роз'єднувачів (ЛР1) перемички відключений, всі вимикачі – включені. Для ревізії вимикача В3 заздалегідь включають ЛР1, потім відключають В3 і роз'єднувачі по обидві сторони вимикача. В результаті обидва трансформатори і обидві лінії залишаються в роботі. Якщо в цьому режимі відбудеться коротке замикання на одній з ліній, то відключаться В2 і В1 тобто обидві лінії залишаться без напруги.
Ймовірність збігу аварії з ревізією одного з вимикачів тим більше, чим більше тривалість ремонту вимикача.