Розвиток електричної мережі ВАТ "Львівобленерго"

1. АНАЛІЗ ВИХІДНИХ ДАНИХ ДЛЯ ПРОЕКТУВАННЯ

Електроенергетичні системи мають зв’язок з усіма галузями господарства України. Зміни, які відбуваються в них зумовлюють неперервний динамічний розвиток електроенергетичних систем, який проявляється у зростанні чи зниженні навантаження, введенні нових генеруючих потужностей, зміні структури існуючих мереж. В рамках країни практично відсутні моменти проектування автономних електроенергетичних систем. Очевидно, що це вимагає відповідних проектів розвитку та реконструкції електроенергетичних об’єктів: станцій, підстанцій, мереж тощо, як на даний час, так і на перспективу. При цьому потрібно враховувати історичні аспекти розвитку електроенергетики:

· стан генеруючих потужностей;

· перспективи розроблення електроматеріалів;

· стан електротехнічної промисловості;

· існуючий стан і архітектура енергетичних систем.

Згідно завдання, передбачається розвиток електричної мережі 35 кВ ВАТ «Львівобленерго». Прогнозується зростання потужності навантаження підстанції «Добромиль-14» до 4.25 МВт. Склад споживачів, які отримують живлення від шин підстанції 10 кВ по категоріях надійності наступний: І категорія – 20%, ІІ категорія – 30%, ІІІ категорія – 50% від потужності підстанції. Коефіцієнт реактивної потужності на шинах підстанції для режиму найбільшого навантаження tgj=0,593. Час максимального навантаження – 5800 год.

Електрична мережа розташована в центрі і півдні Львівської області. Район розташування мережі відноситься до третього по швидкості напору вітру та другого по ожеледі. Середньорічна температура на території, охопленій мережею, становить 9,9°С, а середньорічна тривалість гроз становить 1000 год за рік.

На рис. 1.1 наведена ділянка схеми електричної мережі ВАТ «Львівобленерго».

Рис. 1.1 - Ділянка схеми електричної мережі ВАТ «Львівобленерго»

Живильними вузлами електричної мережі є підстанції «Ст. Самбір-Т» та «Чижки-68». Це вузли, які живлять певну частину Львівської області. На ПС «Ст. Самбір-Т» встановлено 2 трансформатори потужністю 40 МВЧА кожен, які живлять шини 35 кВ від шин 110кВ. На ПС «Чижки-68» встановлено трансформатор потужністю 10 МВЧА.

1.1 Розрахунок режиму роботи мережі для вихідної схеми

Вихідними даними для розрахунку режиму роботи мережі є схема мережі (рис. 1.1), параметри ліній електропересилання, які наведені у табл. 1.1 та навантаження підстанцій мережі – табл. 1.2.

Згідно [1] на рис. 1.2 зображена заступна схема лінії електропересилання напругою 35кВ. Її параметри розраховуються за формулами, наведеними нижче.

Рис. 1.2 - Заступна схема лінії 35кВ

, , ,

де:

l - довжина лінії, (км);

n - кількість проводів у розщепленій фазі;

F – поперечний переріз проводу, (мм2);

ρ = 28,9 Ом·мм2/км - питомий опір;

tcp - середньорічна температура(°С);

α = 0,004 °С-1 – температурний коефіцієнт розширення.

Розрахуємо параметри для лінії L1 ПС «Ст. Самбір-Т» - ПС « Хирів-13».

Ом;

Ом/км;

Ом.

Параметри всіх інших ліній розраховується аналогічно як і для L1 між ПС «Ст. Самбір-Т» - ПС « Хирів-13».

Результати обчислень занесені в табл. 1.1.

Таблиця 1.1 - Параметри ліній електричної мережі 35 кВ

Лінії	Марка	l,	r,	x,
№	Початок	Кінець	проводу	км	Ом	Ом
1	2	3	4	5	6	7
L1	Ст. Самбір-Т	Хирів-13	АС-70/11	18.92	8.098	8.173
L2	Хирів-13	Добромиль-14	АС-70/11	6.68	2.86	2.886
L3	Добромиль-14	Нижанковичі-15	АС-70/11	15.74	6.737	6.8
L4	Нижанковичі-15	Чижки-68	АС-95/16	13.58	4.156	5.717

Розрахунок виконаний для мережі 35 кВ. За балансуючі вузли (100 і 200) були прийняті шини 35 кВ підстанції «Ст. Самбір-Т» та підстанції «Чижки-68» відповідно. Напруга у цих вузлах підтримувалась на рівні 37.8кВ. Мінімальні навантаження складають 60% від максимальних.

Таблиця 1.2 - Навантаження вузлів

Номер	Підстанція	Максимальний режим	Мінімальний режим
вузла		Рнав, МВт	Qнав, Мвар	Рнав, МВт	Qнав, Мвар
1	Хирів-13	3.152	1.72	1.891	1.032
2	Добромиль-14	4.25	2.12	2.55	1.272
3	Нижанковичі-15	1.457	1.056	0.874	0.634

Результати розрахунку, який виконаний на графічно-розрахунковому

комплексі «DAKAR», коротка характеристика якого наведена у параграфі 3.1, даної пояснювальної записки, наведені у дод. А «Стартовий режим».

1.2 Характеристика підстанції «Добромиль-14»

На підстанції «Добромиль-14» 35/10 кВ, схема якої наведена на рис.1.3, встановлено два трансформатори потужністю 4 і 2.5 МВЧА. Від шин 10 кВ живляться споживачі потужністю 3.366+j1.84МВЧА

Прогнозується збільшення навантаження підстанції до 4.25 МВт. На шинах 10 кВ навантаження зросте до потужності 4.25+j2.12 МВЧА.7

Запроектована схема підстанції «Добромиль-14», яка вибрана для електропостачання споживачів, наведена на рис. 1.4.

Схеми розподільних злагод підстанції «Добромиль-14» вибрані, виходячи з наступних вимог:

· надійності електропостачання споживачів та потрібні перетоки потужностей через шини підстанції;

· поетапний розвиток підстанції;

· можливість проведення ремонтних робіт на окремих елементах без вимкнення сусідніх приєднань;

· врахування вимог релейного захисту та аавтоматики;

· наочність;

· економічність.

Рис. 1.3 - Існуюча схема підстанції «Добромиль-14»

На стороні ВН – одна секціонована вимикачем система шин.

На стороні НН – одна одинока секціонована вимикачем система шин. (рис 1.3)

Рис. 1.4 - Запроектована схема підстанції «Добромиль-14»

Для розподільної злагоди 35 кВ вибрана схема – місток з вимикачами в колах трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку трансформаторів, передбачається встановлення вакуумних вимикачів фірми SIEMENS типу 3AF01.

На стороні НН – одна одинока секціонована вимикачем система шин, передбачається встановлення вакуумних вимикачів заводу РЗВА типу ВР2.(рис 1.4)

2. ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ ПІДСТАНЦІЇ

Вибір кількості та номінальної потужності трансформаторів виконуємо для максимального робочого режиму.

З умов надійності на підстанції «Добромиль-14» встановлюємо два трансформатори.

Потужність трансформатора двотрансформаторної підстанції визначається з врахуванням допустимого перевантаження трансформатора на 40% під час аварійного вимкнення одного з трансформаторів в максимальному режимі роботи.

Визначаємо потужність навантаження підстанції:

Отже,

Згідно [4], вибираємо трансформатор типу ТМ–4000/35.

Паспортні дані трансформатора:

Sном= 4 МВЧА;

UВН=35 кВ; UНН=10.5 кВ;

DРK= 33.5 кВт; DРХ=5.3 кВт; ІХ=0,9%;

uK=7,5%.

Розраховуємо параметри трансформатора:

3. РОЗРАХУНОК ОСНОВНИХ РЕЖИМІВ РОБОТИ МЕРЕЖІ

Розрахунок режимів роботи електричної мережі виконується для визначення:

а) завантаження елементів мережі, визначення пропускної здатності мережі при очікуваних перетоках потужності;

б) перерізу проводів і кабелів та потужності трансформаторів і автотрансформаторів;

в) рівня напруг у вузлах і на елементах мережі, заходів по забезпеченню допустимих відхилень напруги, втрат потужності і енергії, для оцінки економічності роботи мережі;

г) рівнів струмів коротких замикань (КЗ), відповідність очікуваним струмам КЗ, заходів по обмеженню струмів КЗ;

д) пропускної здатності мережі з умов стійкості.

Координати режиму мережі в процесі її експлуатації постійно змінюються, тому що мають місце неперервні зміни навантаження, може змінюватись і сама схема мережі внаслідок експлуатаційного чи аварійного вимкнення окремих елементів.

Вихідними даними для розрахунку основних режимів роботи мережі є схема електричної мережі, що наведена на рис. 3.1, параметри ЛЕП (табл. 1.1), навантаження підстанцій (табл. 1.2).

Усі розрахунки режимів роботи мережі здійснюються за допомогою комплексу «DAKAR».

Рис. 3.1 - Схема електричної мережі

3.1 Коротка характеристика комплексу «DAKAR»

Графічно-розрахунковий комплекс «DAKAR» призначений:

· розрахунку режимів роботи мережі;

· визначення струмів КЗ;

· дослідження мереж на статичну та динамічну стійкість;

· дослідження режимів роботи генераторів та синхронних компенсаторів.

Комплекс використовується як для навчальних розрахунків, так і для диспетчерських розрахунків діючих мереж, дозволяє прогнозувати усі можливі перетоки потужності по мережах для кожної години доби.

Вхідними даними для розрахунку у комплексі «DAKAR» є навантаження у вузлах і параметри ліній електропересилання та трансформаторів. Коефіцієнт трансформації задається як відношення напруг.

Усі вхідні параметри можна вводити вручну або автоматично. При автоматичному заданні параметрів ліній електропересилання вхідною інформацією є марка проводу і довжина лінії, для трансформаторів –це двообмоткові чи триобмоткові та їх потужність.

При ручному вводі користуємся заступною схемою лінії – рис.3.2. та трансформатора – рис.3.3., та формулами для рорахунків їх параметрів, які наведені нижче.

Рис. 3.2 - Заступна схема лінії 35кВ

Рис. 3.3 - Заступна схема двообмоткового трансформатора

; ;

; .

При розрахунку струмів КЗ потрібно вказати вид КЗ (одно-, дво- чи трифазне) та місце (на лінії, у вузлі) і також сформувати схеми послідовностей(пряма, зворотня чи нульова).

Балансуючим вузлом задається потужна електростанція або шини потужної підстанції.

3.2 Розрахунок режиму максимальних навантажень

Максимальний режим – це режим, при якому споживачі характеризуються максимальним споживанням електроенергії. У цьому режимі в мережі мають місце максимальні втрати потужності та напруги. Бажана напруга на шинах 10 кВ підстанції «Добромиль-14» у цьому режимі повинна бути близькою 1,08Uном. Результати розрахунку режиму наведені у дод. Б. Напруга у балансуючих вузлах дорівнює 37.8 кВ.

Таблиця 1 - Напруги у вузлах режиму максимальних навантажень

Номер вузла	Назва підстанції	Напруга на шинах НН
		1 с.ш.	2 с.ш.
1	Хирів-13	10,496	10,69
2	Добромиль-14	10,539	10,539
3	Нижанковичі-15	10,797	10,797

3.3 Розрахунок відрегульованого режиму максимальних навантажень

Напруги на шинах НН ПС в максимальному режимі повинні знаходитись в межах 1,08·Uном. Але вони знаходяться на незадовільному рівні (табл. 3.1). Виконання цієї вимоги досягається з допомогою зміни коефіцієнтів трансформації у відповідних трансформаторів.

Потрібні коефіцієнти трансформації визначаються наступним чином:

;

де: - потрібне положення РПН, для підтримання необхідного рівня напруги;

- номінальний коефіцієнт трансформації;

- відсоткова зміна напруги при зміні положення РПН;

- дійсна напруга без використання РПН;

- бажана напруга, кВ.

Проводимо розрахунки для трансформаторів на ПС «Добромиль-14».

Для НН:

;

.

Вибрані коефіцієнти трансформації трансформаторів наведені у табл. 3.2.

Таблиця 3.2 - Коефіцієнти трансформації трансформаторів підстанції «Добромиль-14»

Сторона	KTном	KT	РПН
підстанції			Межі	Номер анцапфи
НН	0,3000	0,3140	±6ґ1,5%	7

З новими коефіціентами трансформації проводимо розрахунки режиму максимальних навантажень. Отримані значення напруг наведені в табл. 3.3, підтверджують правильність вибору коефіціентів трансформації. Результати розрахунку режиму наведені у дод. В.

Таблиця 3.3 - Напруги у вузлах відрегульованого режиму максимальних навантажень

Номер вузла	Назва підстанції	Напруга на шинах НН
		1 с.ш.	2 с.ш.
1	Хирів-13	10,937	10,988
2	Добромиль-14	10,984	10,984
3	Нижанковичі-15	10,946	10,946

3.4 Розрахунок режиму мінімальних навантажень

Мінімальний режим – це режим, при якому споживачі характеризуються мінімальним споживанням електроенергії. В мінімальному режимі бажана напруга на шинах споживачів повинна бути близькою до 1,03Uном

Розраховані напруги у вузлах наведені в табл. 3.4. Результати розрахунку режиму наведені у дод. Г.

Таблиця 3.4 - Напруги у вузлах режиму мінімальних навантажень

Номер вузла	Назва підстанції	Напруга на шинах НН
		1 с.ш.	2 с.ш.
1	Хирів-13	10,844	10,957
2	Добромиль-14	10,857	10,857
3	Нижанковичі-15	11,02	11,02

3.5 Розрахунок відрегульованого режиму мінімальних навантажень

Провівши аналіз результатів розрахунку, бачимо, що цей режим характеризується малими втратами активної потужності і напруги, що є характерним для цих режимів. Потрібні коефіцієнти трансформації визначаються аналогічно як у розділі 3.3. Вибрані коефіцієнти трансформації трансформаторів наведені у табл. 3.5.

Таблиця 3.5 - Коефіцієнти трансформації трансформаторів підстанції «Добромиль-14»

Сторона	KTном	KT	РПН
підстанції			Межі	Номер анцапфи
НН	0,300	0,3005	±6ґ1,5%	4

З новими коефіціентами трансформації проводимо розрахунки режиму мінімальних навантажень. Отримані значення напруг наведені в табл. 3.6, підтверджують правильність вибору коефіціентів трансформації. Результати розрахунку режиму наведені у дод. Д.

Таблиця 3.6 - Напруги у вузлах відрегульованого режиму мінімальних навантажень

Номер вузла	Назва підстанції	Напруга на шинах НН
		1 с.ш.	2 с.ш.
1	Хирів-13	11,004	10,965
2	Добромиль-14	10,863	10,863
3	Нижанковичі-15	10,877	10,877

3.6 Розрахунок післяаварійних режимів

Післяаварійні та обтяжені режими роботи виникають внаслідок аварійного або планового вимкнення елементу електричної мережі. Усі аварійні режими розраховуються при максимальному навантаженні підстанції. Напруга на шинах 10 кВ підстанції «Добромиль-14» повинна бути близькою до номінальної.

Розглянемо усі аварійні режими роботи електричної мережі.

3.6.1 Аварійний режим №1

Вимкнено один трансформатор на підстанції «Добромиль-14»

У цьому режимі усе навантаження припадає на один трансформатор. Результати розрахунку цього режиму наведені у дод. Е. Цей режим характеризується збільшенням втрат активної потужності та напруги, порівнюючи з максимальним режимом навантаження. Розраховані напруги у вузлах наведені в табл. 3.7.

Таблиця 3.7 - Напруги у вузлах аварійного режиму №1

Номер вузла	Назва підстанції	Напруга на шинах НН
		1 с.ш.	2 с.ш.
1	Хирів-13	10.924	10.975
2	Добромиль-14	10.956	-
3	Нижанковичі-15	10.939	10.939

Проаналізувавши аварійний режим №1, бачимо, що напруги на шинах НН знаходяться на незадовільному рівні (табл. 3.7.). Тому їх треба відрегулювати. Бажані напруги на шинах 10 кВ підстанцій забезпечуємо за допомогою РПН трансформаторів. Їх розрахунок здійснюємо аналогічно як у розділі 3.3. Розраховані значення коефіціентів трансформації наведені в табл. 3.8. Отримані значення напруг наведені в табл. 3.9, підтверджують правильність вибору коефіціентів трансформації. Результати розрахунку режиму наведені у дод. Є.

Таблиця 3.8 - Коефіцієнт трансформації трансформатора підстанції «Добромиль-14»

Сторона	KTном	KT	РПН
підстанції			Межі	Номер анцапфи
НН	0,3000	0,3237	±6ґ1,5%	9

Таблиця 3.9 - Напруги у вузлах відрегульованого аварійного режиму №1

Номер вузла	Назва підстанції	Напруга на шинах НН
		1 с.ш.	2 с.ш.
1	Хирів-13	10,924	10,975
2	Добромиль-14	10,956	-
3	Нижанковичі-15	10,939	10,939

3.6.2 Аварійний режим №2

Вимкнено лінію 100-1 (між ПС «Ст.Самбір-Т» і ПС «Хирів-13»)

Цей режим є дуже важким, тому що уся потужність буде протікати по одній лінії. Розраховані напруги у вузлах наведені в табл. 3.10.

Результати розрахунку цього режиму наведені у дод. Ж.

Таблиця 3.10 - Напруги у вузлах аварійного режиму №2

Номер вузла	Назва підстанції	Напруга на шинах НН
		1 с.ш.	2 с.ш.
1	Хирів-13	10.929	10.997
2	Добромиль-14	11.027	11.027
3	Нижанковичі-15	10.943	10.943

Проаналізувавши аварійний режим №2, бачимо, що напруги на шинах НН знаходяться на незадовільному рівні (табл. 3.10). Їх розрахунок здійснюємо аналогічно як у розділі 3.3. Розраховані значення коефіціентів трансформації наведені в табл.3.11. Отримані значення напруг наведені в табл. 3.12, підтверджують правильність вибору коефіціентів трансформації. Результати розрахунку режиму наведені у дод. З.

Таблиця 3.11 - Коефіцієнти трансформації трансформаторів підстанції «Добромиль-14»

Сторона	KTном	KT	РПН
підстанції			Межі	Номер анцапфи
НН	0,3000	0,3395	±6ґ1,5%	12

Таблиця 3.12 - Напруги у вузлах відрегульованого аварійного режиму №2

Номер вузла	Назва підстанції	Напруга на шинах НН
		1 с.ш.	2 с.ш.
1	Хирів-13	11,051	11,066
2	Добромиль-14	11,053	11,053
3	Нижанковичі-15	11,074	11,074

3.6.3 Аварійний режим №3.

Вимкнено лінію між вузлами 1-2 (ПС «Хирів-13» – ПС «Добромиль-14»)

Результати розрахунку цього режиму наведено у дод. К. Провівши аналіз результатів розрахунку режиму, бачимо, що цей режим майже не відрізняється від максимального. Розраховані напруги у вузлах наведені в табл. 3.13.

Таблиця 3.13 - Напруги у вузлах аварійного режиму №3

Номер вузла	Назва підстанції	Напруга на шинах НН
		1 с.ш.	2 с.ш.
1	Хирів-13	11.051	11.066
2	Добромиль-14	11.053	11.053
3	Нижанковичі-15	11.074	11.074

Проаналізувавши аварійний режим №3, бачимо, що напруги на шинах НН знаходяться на незадовільному рівні (табл. 3.13).

Бажані напруги на шинах 10 кВ підстанцій забезпечуємо за допомогою РПН трансформаторів. Їх розрахунок здійснюємо аналогічно як у розділі 3.3. Розраховані значення коефіціентів трансформації наведені в табл. 3.14. Отримані значення напруг наведені в табл. 3.15, підтверджують правильність вибору коефіціентів трансформації. Результати розрахунку режиму наведені у дод. Л. 

Таблиця 3.14 - Коефіцієнти трансформації трансформаторів підстанції «Добромиль-14»

Сторона	KTном	KT	РПН
підстанції			Межі	Номер анцапфи
НН	0,3000	0,3188	±6ґ1,5%	8

Таблиця 3.15 - Напруги у вузлах відрегульованого аварійного режиму №3

Номер вузла	Назва підстанції	Напруга на шинах НН
		1 с.ш.	2 с.ш.
1	Хирів-13	11.051	11.066
2	Добромиль-14	11,053	11,053
3	Нижанковичі-15	11.074	11.074

3.6.4 Аварійний режим №4

Вимкнено лінію між вузлами 2–3 (ПС «Добромиль-14» – «Нижанковичі-15» )

Результати розрахунку цього режиму наведено у дод. М. Провівши аналіз результатів розрахунку режиму, бачимо, що цей режим майже не відрізняється від попереднього. Розраховані напруги у вузлах наведені в табл. 3.16.

Таблиця 3.16 - Напруги у вузлах аварійного режиму №4

Номер вузла	Назва підстанції	Напруга на шинах НН
		1 с.ш.	2 с.ш.
1	Хирів-13	10.878	10.936
2	Добромиль-14	10.967	10.967
3	Нижанковичі-15	11.017	11.017

Проаналізувавши аварійний режим №4, бачимо, що напруги на шинах НН знаходяться на незадовільному рівні (табл. 3.16). Бажані напруги на шинах 10 кВ підстанцій забезпечуємо за допомогою РПН трансформаторів. Їх розрахунок здійснюємо аналогічно як у розділі 3.3. Розраховані значення коефіціентів трансформації наведені в табл. 3.17. Отримані значення напруг наведені в табл. 3.18, підтверджують правильність вибору коефіціентів трансформації. Результати розрахунку режиму наведені у дод. Н. 

Таблиця 3.17 - Коефіцієнти трансформації трансформаторів підстанції «Добромиль-14»

Сторона	KTном	KT	РПН
підстанції			Межі	Номер анцапфи
НН	0,3000	0,3288	±6ґ1,5%	10

Таблиця 3.18 - Напруги у вузлах відрегульованого аварійного режиму №4

Номер вузла	Назва підстанції	Напруга на шинах НН
		1 с.ш.	2 с.ш.
1	Хирів-13	10.878	10.936
2	Добромиль-14	10,967	10,967
3	Нижанковичі-15	11.017	11.017

3.6.5 Аварійний режим №5

Вимкнено лінію між вузлами 3–200 (ПС «Нижанковичі-15» – ПС «Чижки-68»)

Результати розрахунку цього режиму наведено у дод. О. Цей режим є важким для системи.Дуже схожий на аварійний режим коли відмикається Лінія-1. Розраховані напруги у вузлах наведені в табл. 3.19.

Таблиця 3.19 - Напруги у вузлах аварійного режиму №5

Номер вузла	Назва підстанції	Напруга на шинах НН
		1 с.ш.	2 с.ш.
1	Хирів-13	9.93	10.134
2	Добромиль-14	9.785	9.785
3	Нижанковичі-15	9.645	9.645

Проаналізувавши аварійний режим №5, бачимо, що напруги на шинах НН знаходяться на незадовільному рівні (табл. 3.19) . Бажані напруги на шинах 10 кВ підстанцій забезпечуємо за допомогою РПН трансформаторів. Їх розрахунок здійснюємо аналогічно як у розділі 3.3. Розраховані значення коефіціентів трансформації наведені в табл.3.20. Отримані значення напруг наведені в табл. 3.21, підтверджують правильність вибору коефіціентів трансформації. Результати розрахунку режиму наведені у дод. П. 

Таблиця 3.20 - Коефіцієнти трансформації трансформаторів підстанції «Добромиль-14»

Сторона	KTном	KT	РПН
підстанції			Межі	Номер анцапфи
НН	0,3000	0,3395	±6ґ1,5%	12

Таблиця 3.21 - Напруги у вузлах відрегульованого аварійного режиму №5

Номер вузла	Назва підстанції	Напруга на шинах НН
		1 с.ш.	2 с.ш.
1	Хирів-13	10.987	10.987
2	Добромиль-14	10.99	10.99
3	Нижанковичі-15	10,976	10,976

4. ПРОЕКТ РЕКОНСТРУКЦІЇ ПІДСТАНЦІЇ «ДОБРОМИЛЬ-14»

4.1 Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ)

Для вибору апаратів (комутаційних, захисних, вимірювальних тощо) визначаємо струми короткого замикання на шинах високої та низької напруги підстанції. Розрахунок струмів КЗ здійснюємо за допомогою графічно-розрахункового комплексу «DAKAR». Розрахунок виконуємо для режиму максимального навантаження мережі. На рис. 4.1 наведена розрахункова схема мережі для розрахунків струмів КЗ.

Рис. 4.1 - Розрахункова схема електричної мережі

4.1.1 Електричні схеми заміщення

Для розрахунку струмів короткого замикання складаємо схеми заміщення прямої, зворотної та нульової послідовностей, які зображені на рис. 4.2, 4.3 та 4.4 відповідно.

Рис. 4.2 - Схема заміщення прямої послідовності

Рис. 4.3 - Схема заміщення зворотньої послідовності

Рис. 4.4 - Схема заміщення нульової послідовності

4.1.2 Розрахунок періодичної складової струму короткого замикання

Розраховуємо значення струмів три- та однофазного короткого замикання на шинах підстанції «Добромиль-14» (точки 2 та 21 на рис. 4.1.-4.4.). Розрахунок періодичної складової струму короткого замикання, сумарних опорів, струмів та напруг прямої, зворотної та нульової послідовностей виконується програмним комплексом ДАКАР. Результати розрахунку показані в додатку Р.

Результати розрахунку струмів короткого замикання наведені в табл. 4.1.

Таблиця 4.1 - Значення струмів короткого замикання

Вузол	Вид короткого замикання
	Трифазне	Однофазне
2	2,746 кА	3,054 кА
21	2,264 кА	1,643кА

Значення періодичної складової в початковий момент часу приймаємо по найбільшому значенню струму короткого замикання.

Сторона ВН: Iпо = 3,054 кА, НН: Iпо = 2,264 кА.

4.1.3 Розрахунок ударного струму короткого замикання

Розраховуємо значення сталої часу затухання аперіодичної складової струму короткого замикання для згадуваних вище двох точок КЗ на шинах підстанції «Добромиль-14».

Для КЗ на шинах ВН (точка 2 на рис. 4.1.-4.4.):

де Х - еквівалентний реактивний опір схеми заміщення прямої послідовності (Додаток Р), Ом; R - еквівалентний активний опір схеми заміщення прямої послідовності (Додаток Р), Ом; w = 2ЧpЧf = 2Ч3,14Ч50 = 314 - кутова частота обертання електромагнітного поля, рад/с; f = 50 - промислова частота електричної мережі, Гц.

Для КЗ на шинах НН (точка 21 на рис. 4.1.-4.4.) аналогічно:

.

Значення ударного струму короткого замикання визначається за формулою:

(кА),

(4.1)

де - діюче значення періодичної складової струму трифазного короткого замикання в початковий момент часу (додаток Р), кА.

Відповідно до формули (4.1) для двох точок КЗ розраховуємо значення ударного струму:

Для КЗ на шинах ВН:

4.1.4 Розрахунок періодичної та аперіодичної складових струму короткого замикання в момент часу

Періодичну складову струму КЗ вважаємо умовно незмінною в часі, оскільки біля точок КЗ немає близьких генераторів, тобто таких, що можуть суттєво вплинути на процеси під час протікання струмів короткого замикання.

Для визначення аперіодичної складової струмів КЗ спершу визначаємо час, для якого буде проведений розрахунок. Для цього, відштовхуючись від сучасних тенденцій при проектуванні силових підстанцій, пропозиції на ринку силового електрообладнання та аналізу переваг та недоліків різних типів комутаційних апаратів, приймаємо рішення про встановлення на шинах ВН і НН вакуумних вимикачів. Типовий власний час відключення струмів короткого замикання для вакуумних вимикачів на 35кВ і 10 кВ - 0,05 с.

Значення аперіодичної складової струму короткого замикання визначається за формулою:

(кА),

де IП0 - діюче значення періодичної складової струму короткого замикання в початковий момент, кА; τ = tвим.вим + tз - розрахунковий час, для якого визначається струму короткого замикання, с; tвим.вим - власний час відключення струмів короткого замикання вимикачів, с; tз = 0,01 - мінімальний час дії релейного захисту, с.

Визначаємо значення розрахункового часу t для шин електричної підстанції:

Для шин ВН:

;

Для шин НН: