Проект районной понизительной подстанции п. Ботово

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Системы электроснабжения сельских районов создаются для обеспечения питания электроэнергией сельских приемников электрической энергии.

По мере развития электропотребления усложняются и системы электроснабжения.

Важной особенностью систем электроснабжения является невозможность создания запасов основного используемого продукта - электроэнергии. Вся полученная электроэнергия немедленно потребляется. При непредвиденных колебаниях нагрузок необходима точная и немедленная реализация системы управления, компенсирующая возникший дефицит.

По структуре или принципу работы, характеру установленного оборудования система электроснабжения предполагает применение автоматизации, что позволяет повысить уровень надежности и безопасности работы системы и обслуживания соответственно.

Одна из причин имеющихся недостатков существующего электроснабжения сельских потребителей - недостаточное оснащение действующих электрических подстанций современным оборудованием. Часть действующих подстанций имеет недостаточную пропускную способность, поскольку расчётные нагрузки при их проектировании принимались на перспективу 5-10 лет, а находятся они в эксплуатации гораздо большее количество лет. Требуемый уровень надежности и безопасности схемы электроснабжения обеспечивается строгим соблюдением при выборе оборудования и элементов защиты норм и правил изложенных в ПУЭ, CНиПах и ГОСТах.По этому тема данной ВКР особенно актуальна в современных условиях.

понизительный подстанция трансформатор электроснабжение



1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА

Согласно метеорологическим данным и расчетам район климатических условий принят по гололеду 2 (расчетная толщина стенки гололедного отложения 10 мм), по ветру 1 (расчетная скорость ветра 22 м/сек).

Максимальная толщина стенки гололеда 15 мм;

Расчетный скоростной напор ветра на высоте до 15 м ,даН/м²:

максимальный 40;

при гололеде 10.

Нормативная глубина промерзания грунта по площадке ПС - 165 см.

Грунтовые воды по площадке ПС встречены на глубине 0,7-1 м.

Район строительства по пляске проводов 1 (с редкой пляской проводов).

Температура воздуха, ⁰С:

максимальная +37;

минимальная -53;

среднегодовая +1,4;

средняя наиболее холодной пятидневки -38.

Число грозовых часов в году 20-40.

Основная часть потребителей относится ко IIи III-ей категории электроснабжения. К объектам I-ой категории в районе относятся Котельная-Ботово и Аэропорт.

Проектируемая подстанция «Енюково» по своему назначению является проходной районной понизительной подстанцией. Присоединяется к энергосистеме по двум воздушным линиям110кВ.

Расположение потребителей на территории района представлено на листе 1 « Генеральный план района».

Исходя из результатов расчета и требований обеспечения надежности электроснабжения потребителей I, II и III-ей категории, на проектируемой понизительной подстанции предусматривается установка двух трансформаторов с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой. На ТП 400 кВА «Котельная-Ботово» и на ТП «Аэропорт» предусматривается установка АВР между секциями шин 0,4 кВ и установка дизельных электростанций в РУ-0,4 кВ потребителей, подключенных к системе через перекидные рубильники 0,4 кВ.

Оперативное обслуживание подстанции осуществляется дежурным персоналом. Ремонт подстанции осуществляется выездными специализированными ремонтными бригадами. Для передачи сигналов телемеханики на диспетчерский пункт организуется канал диспетчерской связи.

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНОЙ НАГРУЗКИ РАЙОНА

2.1 Присоединение подстанции к системе

Проектируемая подстанция по своему назначению является районной понизительной. Питание подстанции осуществляется по двум воздушным линиям напряжением 110 кВ, тем самым обеспечивается требуемая надежность электроснабжения.

Величина тока короткого замыкания на шинах 110 кВ в режиме максимума энергосистемы составляет 2,979 кА, в режиме минимума 0,776 кА.

2.2 Параметры нагрузок потребителей 0,4 кВ

2.2.1 Расчёт электрических нагрузок

Расчет нагрузки рассмотрим на примере подстанции «Котельная-Ботово»по фидеру10 кВ«Ботово». Потребителями являются жилые 1-но квартирные дома - 17шт;двухэтажные 12 квартир - 4 дома; коттеджи - 4 шт по 15 кВт; Баня -P_Р = 40 кВт, детсад 100 мест - 40 кВт, школа 500 мест, насосная станция (КНС)P_Р = 40 кВт, котельная-P_Р = 200 кВт, гаражи 13 шт по P_Р = 3 кВт, магазин - 200м², администрация 2-х эт. - P_Р = 60кВт.

Расчетная нагрузка находится по формуле[1]:

Р_р. = n· P_УД (2.1)

где n-основная характеристика потребителя,

P_УД - удельная мощность.

Полная расчетная нагрузка[1]:

Р_р = У К_о · Р_р (2.2)

где К_о-коэффициент одновременности.

Полная мощность равна[1]:

, (2.3)

Рис. 2.1 Генеральный план

Расчет нагрузок п. Ботово представим в виде таб. 2.1

Таблица 2.1

Расчет нагрузок д. Ботово

Потребитель	Кол.	Характеристика	n	Руд, кВт	Ко	Рр, кВт	cosц	Qр, квар	Sр, кВА
Дом жилой	17	Кол.кв.	1	4,5	0,9	68,9	0,98	14	70,3
Дом жилой	4	Кол.кв.	12	1,7	0,9	73,44	0,98	14,7	74,9
Детсад	1	кол.мест.	100	0,46	0,5	23	0,98	4,8	23,5
Школа	1	кол.мест.	500	0,25	0,5	62,5	0,95	20,6	65,8
Котельная	1		2	40	0,7	56	0,7	57,1	80
Насосная станция				40	0,8	32	0,7	32,6	45,7
Коттеджи	4	Кол.кв.	1	7	0,9	25,2	0,98	5	25,7
Гаражи	13		1	5	0,5	32,5	0,7	38,9	50,7
Магазин	1	Площадь торгового зала	200	0,23	0,5	23	0,85	14,3	27,1
Здание Администрации	1	Площадь, м2	100	0,23	0,5	11,5	0,85	7,1	13,5
Итого:						408,1		208,5	480,1

Потребители I и II категории подключаются к двум взаиморезервируемым источникам питания. В нашем случае это ТП2*400 кВА «Котельная-Ботово», подключенная к ВЛ 10 кВ «Ботово» и ВЛ 10 кВ «Борисово», идущих от разных секций шин ПС 110/10 кВ.В РУ-0,4 между секциями шин 0,4 кВ или на вводе таких потребителей устанавливается устройство автоматического включения резерва (АВР).

2.2.2 Расчет линий электропередач 0,4 кВ

Питание потребителей осуществим посредством воздушных линий по магистральной схеме для одноквартирных жилых домов и по радиальной схеме для остальных потребителей.

Выбор проводов осуществляется:

1. По экономической плотности тока[1]:



, (2.4)

где J_ЭК - экономическая плотность тока, для Т_max = 2500 ч. J_ЭК = 1,6

2. По длительному допустимому току[1]:

I_Р<I_доп, (2.5)

где I_доп - длительно допустимый ток, А;

I_Р - расчетный ток потребителя, для одиночного электроприемника ;

3.По потери напряжения[1]:

, (2.6)

где , - активное и реактивное удельные сопротивления линии, мОм/м;

- длинна линии, км;

- угол сдвига между напряжением и током в линии.

Рассмотрим выбор проводов на примере насосной станции

Расчетный ток равен[1]:

, (2.7)

мм²

В соответствии с ПУЭ п. 2.4.14 при стенке гололеда 15 мм сечение несущей жилы из термообработанного алюминия должно быть не менее 50 мм² по магистрали и не менее 16 мм² на ответвлениях к вводам.

Выбираем провод СИП-2А 3х50+1х70

Проверка по нагреву расчетным током[1]:

64,4 А<195А

Проверка на потерю напряжения:

Провод СИП 3*50+70 не подходит по нормально-допустимым пределам установившегося отклонения напряжения, значит выбираем провод СИП 3*70+95

Проверка по нагреву расчетным током:

64,4 А<240А

Проверка на потерю напряжения:

На ВЛИ 0,4 кВ применяем деревянные опоры М11 и линейную арматуру ENSTO.



2.2.3 Расчет токов короткого замыкания в сети 0,4 кВ

Приведем пример расчета для насосной станции.

Рис.2.2 Схема замещения 0,4 кВ

Система С:U_НН = 0,4кВ;

Трансформатор Т: S_н.тр=400 кВА; U_к=4,5%; ДР_к=1,98 кВт.

Линия W1: r₀ = 0,443 мОм/м; х₀ = 0,1 мОм/м; L=400 м.

Выключатель QF1: I_н=630 А.

Выключатель QF2: I_н=100 А.

Сопротивление питающей системы равно[1]:

. (2.8)

мОм.

Активное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 0,4 кВ[1]:

. (2.9)

м.Ом

Реактивное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 0,4 кВ[1]:

. (2.10)

Сопротивления ВЛ[1]:

R_W1 = 0,443 · 400 = 177,2 мОм.

X_W1 = 0,11 · 400 = 44 мОм.

Сопротивления контактов[1]:

R_К1 = 0,009 мОм.

R_К2 = 0,027 мОм.

Сопротивления автоматических выключателей[1]:

R_QF1 =0,65 мОм.

X_QF1 =0,17 мОм.

R_QF2 = 1,3 мОм.

X_QF2 =0,7 мОм.

Суммарное сопротивление до точек К3:

R_УК1 = R_тр+R_QF1+R_К1 =5,5+0,65+0,009 =6,2 мОм.

X_УК1 =X_C+X_тр+X_QF1 = 0,7+17,1+0,17 = 17,97 мОм.

R_УК2 = R_УК1+R_QF2+R_W1+R_К2 = 6,2+1,3+177,2+0,027 = 185 мОм

X_УК2 =X_УК1+X_QF2 +X_W1= 17,97 + 0,7+44 = 62,7 мОм

Ток КЗ без учета сопротивления дуги[1]:

, (2.11)

Напряжение в стволе дуги[1]:

U_д = Е_Д·l , (2.12)

Сопротивление дуги равно[1]:

, (2.13)

Ток КЗ с учетом сопротивления дуги[1]:

, (2.14)

Ударный ток определяется по выражению[1]:

, (2.15)

где К_уд- ударный коэффициент[15]:

, (2.16)

, (2.17)

где - частота сети.

Для трансформатора мощностью S_н=400 кВА расстояние между фазами проводников 60 мм.

U_дК1 = 1,6·60 = 96 В

U_дК2 = 1,6·4·6 = 38,4 В

кА

кА

Найдем ударный ток КЗ:



с

i_удК1 = 1,41 • 12,1 • 1,329 =22,7 кА

i_удК2 = 1,41 • 1,18 • 1,062 =1,77 кА

Токи однофазного КЗ в сетях с напряжением до 1кВ, как правило, являются минимальными. По их величине проверяется чувствительность защитной аппаратуры.

Действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ определяется по формуле[15]:

, (2.18)

где - полное сопротивление питающей системы, трансформатора, а также переходных контактов точки однофазного КЗ;

Z_п- полное сопротивление петли фаза-ноль от трансформатора до точки КЗ.

(2.19)

где X_T, R_T, - соответственно индуктивные и активные сопротивления силового трансформатора;

Z_п = Z_п-ф-0уд·L, (2.20)

где Z_п-ф-0уд- удельное сопротивление петли фаза-нуль элемента;

L - длина элемента.

Значение тока однофазного КЗ в точке К2:

мОм.

Z_П = 0,92 · 400 = 368 мОм

2.2.4 Выбор защитных и коммутационных аппаратов сети 0,4 кВ

В качестве защитных и коммутационных аппаратов применяем автоматические выключатели

Условия выбора и проверки автоматических выключателей[2]:

1. По напряжению[2]:

, (2.21)

2. По номинальному току[2]:

, (2.22)

3. По отстройке от пиковых токов[2]:

, (2.23)



где I_co - ток срабатывания отсечки;

К_н - коэффициент надежности;

I_пик - пиковый ток.

4. По условию защиты от перегрузки:[2]:

, (2.24)

5. По времени срабатывания[2]:

, (2.25)

где - собственное время отключения выключателя;

Дt- ступень селективности.

6. По условию стойкости к токам КЗ[2]:

, (2.26)

где ПКС - предельная коммутационная способность.

7. По условию чувствительности[2]:

, (2.27)

где К_р - коэффициент разброса срабатывания отсечки, К_р=1,4-1,5

На отходящей линии I_р = 64,4А в КТП выбираем выключатель марки ВА04-36:

I_н.в. = 80 А; I_р = 100 А; I_мгн = 10·I_р =1000 А; I_мтз = 4·I_р = 400А;

I_перегр =1,25·I_р = 125А; ПКС=15кА.

1) 660 В> 380 В;

2) I_н.в. =80А>I_р = 64,4 А;

3) К_н·I_пик = 2·64,4 = 128,8 А, I_мтз = 400 А>128,8 А;

4) 1,1·64,4= 70,84 А

I_перегр = 125 А>70,84 А

5) t_мтз = 0,1 с

6) ПКС=25 кА>i_уд = 1,77 кА

7)

Вводной автоматический выключатель выбирается на номинальный ток трансформатора с учетом коэффициента перегрузки 1,4.

Выбираем автоматический выключатель ВА08-0405:

I_н.в. = 1000 А; I_р=0,9·I_H = 900 А; I_мгн = 10·I_р9000 А; I_мтз = 5·I_р = 4500А;

I_перегр =1,25·I_р = 1125 А; ПКС=35кА.

1) 660 В> 380 В;

2)I_н.в. =1000 А>I_н = 808,3 А;

3) К_н·I_пик = 4·808,3= 3233,2 А, I_мтз =4500 А>3233,2 А ;

4) 1,1·808,3=889,1

I_перегр =1125 А>889,1 А

5) t_мтз = 0,4 с

6) ПКС=35 кА>i_уд = 22,7 кА

7)>

2.3 Параметры нагрузок потребителей 10 кВ

Параметры нагрузок потребителей представлены в таб. 2.2

Таблица 2.2

Параметры отходящих линий

Наименование присоединения	Uн, кВ	P, кВт	Q, квар	S, кВА	Тип провода	L, км	Категория надежности
Ботово	10	2094	1461	2553	СИП-70	18,3	I
Борисово	10	2254	1574	2749	СИП-70	10,7	I
Аэропорт	10	257	179	313	СИП-70	4,2	I
Марьино	10	1099	767	1340	СИП-70	19	II
Соболево	10	1812	1036	2210	СИП-70	19,4	II
Яганово	10	831	579	1013	СИП-70	23	II
КуФ-3	10	205	143	250	СИП-70	1,6	II
ИТОГО		8550	5970	10428

2.4 Определение максимальных нагрузок

По заданным S_Н и cosц определяем активную и реактивную мощность по формулам[3]:

(2.4.1)

(2.4.2)

Для стороны НН:

(МВт);

(МВт);



2.5 Определение расчетной мощности подстанции

Принимая P_max и Q_max за 100% типового графика, строим график для каждой ступени мощности по формулам(на основе типового графика) [3]:

(2.5.1)

(2.5.2)

где p_i,q_i - ординаты типового графика для рассматриваемой ступени мощности в %.

Результаты расчета сводим в табл. 2.3

Таблица 2.3

Суточный график изменения нагрузки (сторона 10 кВ)

Мощность	Интервал времени, час
	0 - 4	4 - 8	8 - 14	14 - 21	21 - 24
P, МВт	7,6	8,1	7,6	9,2	7,6
Q, МВар	2,63	3	2,63	3,4	2,63
S, МВА	10,3	10,6	10,3	13,17	10,3

P_расч=10,8 (МВт); Q_расч=7,5 (Мвар); S_расч=13,17 (МВ·А).

Рис. 2.3 Суточный график нагрузок

При определении расчетной мощности подстанции учитываются мощности трансформаторов собственных нужд которые присоединяются к сборным шинам 10 кВ, а также коэффициент перспективы роста нагрузок на 5-10 лет (к₁₀=1,25). Расчетную мощность подстанции определим по формуле [3]:

(2.5.3)

Предварительно выбираем мощность собственных нужд подстанции по табл. 4.2 [5]: S_сн=100 кВ·А

(МВА);

2.6 Построение годового графика нагрузок подстанции

На рис. 2.4 построен годовой график по продолжительности, результаты расчета находятся в табл. 2.4

Таблица 2.4

Годовой график нагрузок по продолжительности

Мощность	Интервал времени, час
	0 - 2555	2555 - 4015	4015 - 8760
P, МВт	9,2	8,1	7,6
S, МВ•А	13,17	10,6	10,3

Рис. 2.4 Годовой график нагрузок по продолжительности

2.7 Расчет средней нагрузки и коэффициента заполнения графика

Среднюю нагрузку определим по данным годового графика[3]:

(2.7.1)

где W_год - полная потребляемая энергия за год.

(МВАч);

(МВА);

Коэффициент заполнения графика [3]:

(2.7.2)

;

Время использования максимальной активной нагрузки за год [3]:

(2.7.3)

(МВАч);

(ч);

Наибольшее время работы в году с максимальной нагрузкой [3]:

(2.7.4)

(ч);



2.8 Применение автоматизированной системы учета электрической энергии

В последнее время для ведения контроля за принимаемыми и расходуемыми ресурсами электроэнергии на всех предприятиях и в быту широко используются системы автоматизированного учета и контроля энергии и мощности (АСКУЭ и М). Данные системы позволяют с высокой точностью определить количество энергии потреблённой или транспортируемой за расчетный период.

Современная автоматизированная система учета электрической энергии должна обеспечивать:

1. коммерческий учет электроэнергии (активной и реактивной) в каждой точке учета энергорынка на границе балансовой принадлежности электрических сетей его субъектов;

2. определение фактической выработки электроэнергии (активной и реактивной) производителями в интервале времени, принятом для расчетов в оптовом рынке;

3. определение фактических объемов электроэнергии (активной и реактивной), поступающей в сети субъектов рынка;

4. повышение точности, достоверности и оперативности получения данных о выработке, передаче и потреблении электроэнергии;

5. обеспечение синхронности измерений во всех точках учета;

6. автоматизацию процесса сбора, передачи и обработки данных приборов учета;

7. повышение оперативности управления режимами выработки, передачи и потребления электроэнергии;

8. определение и прогнозирование всех составных баланса электроэнергии;

9. усовершенствование расчетов за отпущенную электроэнергию;

10. формирование оптимального рыночных отношений между производителями, поставщиками и потребителями электрической энергии (мощности) на принципах государственного регулирования и конкуренции.

АСКУЭ должна представлять собой распределенную многоуровневую систему измерений, обработки, сохранения и передачи данных коммерческого учета и строиться на принципах открытости архитектуры и распределенного функционирования. Документы, которые описывают протоколы информационного взаимодействия со счетчиками электроэнергии, оборудованием сбора данных, должны находиться в распоряжении Операторов Систем коммерческого учета электрической энергии, а также Главного Оператора.

Система учета электроэнергии должна обеспечивать измерение следующих основных параметров энергопотребления:

- активной (реактивной) энергии за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом, с учетом временных (тарифных) зон, включая прием и отдачу энергии;

- средних значений активной (реактивной) мощности за определенные интервалы времени по каналам учета, группам каналов учета и объекту в целом.

Для защиты метрологических характеристик системы от несанкционированных изменений (корректировок) должна быть предусмотрена аппаратная блокировка, пломбирование средств учета, кроссовых и клеммных коробок, а также многоуровневый доступ к текущим данным и параметрам настройки системы (электронные ключи, индивидуальные пароли, коды оператора и программные средства для защиты файлов и баз данных).

Все основные технические компоненты должны являться средствами измерений и должны быть зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений (измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчики электрической энергии и УСПД).

Современные технические средства (контроллеры), более мощная и гибкая среда программирования контроллеров предоставляют возможность применения новых принципов функционирования системы, отвечающих современным требованиям, предъявляемым к автоматизированным системам контроля и учета электроэнергии.

АСКУЭ бытового сектора

В связи с последними изменения в законодательстве, прибор, учитывающий потребленную электроэнергию любого жилого дома или садоводческого товарищества устанавливается на границе раздела эксплуатационной ответственности. Чаще всего это ВРУ жилого дома или КТП 10/0,4 садоводческого товарищества. По данному счетчику рассчитываются товарищество. Свой объем потребленной электроэнергии каждый жилец оплачивает товариществу. Для более точного определения объемов и сведения балансов по электрохозяйству товарищества используются системы автоматизированного контроля.

На данном этапе развития техники существует множество способов сбора и передачи информации о потребленной электроэнергии: радиоканал, импульсные каналы, цифровые интерфейсы, передача данных по силовой сети.

В бытовом секторе в последнее время широко используется передача данных АСКУЭ по силовой сети, счетчики с РLC-модемами (сокращенно от PowerLineCommunication). Информация по предается по силовой сети на частоте 20 - 25 кГц на расстояния до 2 км.

Все больше и больше производителей предлагают свое оборудование и программное обеспечения для работы с данными о расходах электроэнергии по силовым сетям.

Также для бытового сектора можно создать систему учета применяя приборы способные передавать данные по радиоканалу, но как правило такие системы много дороже систем с PLC.

Существуют также способы сбора данных по импульсным каналам, но здесь будут большие затраты на монтаж и дальнейшую эксплуатацию системы, т.к. от каждой точки потребления электроэнергии необходимо проложить кабель до устройства сбора данных.

Если рассматривать способ сбора данных со счетчика по цифровым каналам, то увидим, что значительно сокращается расстояние от точки сбора до последнего прибора в цепи.

Рисунок 2.8.1 Структурная схема организации учета энергии с применением приборов с PLC- модемами в товариществах.

АСКУЭ промышленного предприятия

Основной задачей любого промышленного предприятия является бесперебойное обеспечение электроэнергией своих производственных цехов, а также контроль за потреблением и распределением полученной электроэнергии.

Предприятия - потребители электрической энергии в зависимости от мощности могут иметь в собственности Главные Понизительные Подстанции (ГПП), Распределительные Устройства (РУ) и Комплектные Трансформаторные Подстанции (КТП) на которых производиться учет электроэнергии. Задачей, как правило, возложенной на электрослужбу предприятия, является определение количества электроэнергии полученной в свои сети и распределенной по ним.

Рассмотрим систему учета установленную на 220/110/10 кВ «ГПП-1» ОАО «Северсталь».

ОАО «Северсталь» является крупнейшим потребителем электроэнергии в Вологодской области и имеет большое количество ГПП, а так же собственные генерирующие мощности (ТЭЦ). Все объекты ОАО «Северсталь» оснащены АСКУЭ.

Основное питание ГПП осуществляется по ВЛ-220 кВ «Пошехонье-1», а также подстанция может питаться по ВЛ-110 кВ «Кольцевая-1», «Кольцевая-2», «Станционная-1», «Станционная-2», по линиям 10 кВ питаются цеха ОАО «Северсталь». Структурная схема будет выглядеть следующим образом (Рис.1).

Рисунок 2.8.2. Структурная схема транспорта электроэнергии ПС ГПП-1.

Для того, чтобы учесть весь транспорт электрической энергии через ПС «ГПП-1» необходимо на всех отходящих присоединениях устанавливать счетчики. На присоединениях, по которым возможен переток в прямом и обратном направлении устанавливаются двунаправленные приборы учета, в остальных случаях одно направленные. Каждый счетчик должен быть подключен к контроллеру АСКУЭ (устройству сбора и передачи данных). И уже оператор ПВМ производит опрос УСПД и дальнейшую обработку данных.

На данный момент существует много производителей сумматоров и приборов учета. Данные со счетчиков могут передаваться на сумматоры так же разными способами: сбор импульсов, передача по интерфейсу RS-485, Ethernet передача. Последние два способа наиболее точны, так как в сумматор передается профиль мощности со счетчика.

На ГПП-1 установлена система на базе устройства сбора и передачи данных (УСПД) производства СКБ «Амрита» «Ток-С». Сбор данных по линиям 220 кВ 110 кВ осуществляется со счетчиков полной энергии типа СЭТ-4ТМ 03.01 по интерфейсам RS-485 и импульсным каналам (в этом случае импульсные каналы являются дублирующими). По вводам 10 кВ и по всем отходящим линиям 10 кВ установлены однонаправленные счетчики активной и реактивной энергии. Сбор данных с приборов учета по стороне 10 кВ осуществляется по импульсным каналам. Приведем структурную схему АСКУЭ ПС ГПП-1.

Рисунок 2.8.3 Структурная схема организации АСКУЭ ПС «ГПП-1»

Для сбора информации объекта необходимо правильно настроить УСПД и если требуется приборы учета (счетчики требуют настройки если подключаются по интерфейсам RS-485 и Ethernet). Так в сумматоре «Ток-С» существуют режим для настройки даты и времени, параметров импульсных каналов, параметров цифровых каналов (RS-485), скорости передачи данных, задание паролей доступа к УСПД.

При подключении приборов учета по импульсным каналам необходимо прокладывать кабель от каждого счетчика до УСПД или промежуточного концентратора.

При подключении приборов по цифровым каналам (интерфейс RS-485) прокладывается один магистральный провод и от него через разветвители подключаются счетчики.

Работа УСПД при получении информации о перетоке электроэнергии по импульсным каналам

При подключении счетчика по импульсным каналам необходимо в контроллер ввести информацию о передаточном коэффициенте счетчика (измеряется в имп/кВт*ч или имп/кВар*ч) и параметры расчетного коэффициента - для приведения к измеряемым величинам по первичной сети (измеряется как произведение К_ТТ*К_ТН). На сам сумматор поступают импульсы со счетчика, поскольку в контроллер введено передаточное число прибора учета, полученные импульсы пересчитываются в электроэнергию. Но, энергия учтенная счетчиком, это энергия во вторичных цепях. Чтобы привести электроэнергию к первичной сети используется расчетный коэффициент. Таким образом, благодаря внесенным данным в УСПД хранится информация об электроэнергии переданной, полученной или потребленной по первичной цепи.

Работа УСПД при получении информации о перетоке электроэнергии по цифровым каналам

Если рассмотреть настройку каналов RS-485 то можно получить два варианта, но оба они будут сходиться в настройке обращения к счетчику, а именно: настройка сетевого адреса, пароль доступа к прибору, выбора одного из направлений и вида энергии учитываемого микропроцессорным счетчиком.

Принципиальной разницей в настройке цифровых каналов этом случае будет являться только прошивка расчетного коэффициента, где он будет учтен либо в счетчике, либо в УСПД.



3. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ РАЙОННОЙ ТП

3.1 Выбор трансформаторов ТП

Согласно ПУЭ для питания электроприемниковIII категории достаточного одного источника электропитания, для потребителей Iи II категории необходимо два взаиморезервируемых источника питания, для I категории плюс необходим независимый источник питания (дизель-генератор).

Мощность одного трансформатора определяется по формуле:

(2.4)

где К₃- принимаемый коэффициент загрузки трансформатора, К₃ =0,8 -- для потребителей III категории; К₃ =0,7 -- для потребителейIиII категории

По определенной мощности одного трансформатора находится ближайшая стандартная мощность трансформатора S_ном и выбирается тип трансформатора. Выбранные трансформаторы проверяются по действительному коэффициенту загрузки.

Количество трансформаторных подстанций в населенном пункте рекомендуется определять по эмпирической формуле:

, (2.5)

где S_p - наибольшее значение расчетной полной мощности всех потребителей населенного пункта, соответствующее дневному или вечернему максимуму нагрузки, кВА;

F - площадь населенного пункта, км²;

U - допустимая потеря напряжения в линиях 0,38 кВ, %;

В - коэффициент, %/кВА_*км².

Для ВЛ 0,38 кВ принимается U = 5%; для ТП 10/0,38 кВ значение коэффициента «В» принимают: В = 0,06…0,07 %/кВА_*км²; F имеет значение 9 км².

Питание потребителей п. Ботово осуществляется от четырех двух-трансформаторных ТП.

БКТП «Котельная-Ботово» подключены жилые дома, школа и детсад S_р = 480кВА.

Мощность одного трансформатора:

Принимаем два трансформатора типа ТМГ-400/10/0,4 кВ. Применяем БКТП с воздушным вводом.

Рис. 3.1 Схема ТП 10/0,4 кВ «Котельная-Ботово»

Расчет мощности трансформаторов других подстанций проводится аналогично. Результаты расчетов сводятся в таб. 3.1.

Таблица 3.1

Выбор трансформаторов ТП

Потребитель	SР, кВА	Sтр	Кз
ВЛ10 кВБотово
Дачи ЧСПЗ	48,2	63	0,76
Сады Аэропорта	40,3	63	0,64
Мостовая	79	100	0,79
Ботово	68	100	0,68
Фенево-дачи	75	100	0,75
Фенево	124	160	0,78
Продолжение Таблицы 3.1
Котельная	480	2х400	0,6
КЗС	597	2х630	0,47
Ферма	542	2х400	0,68
Поселок	510	2х400	0,64
Дальний привод	22	30	0,73
СКЗ №11	7,7	10	0,77
ВЛ10 кВБорисово
АЗС	47,7	63	0,76
Очистные	98,3	160	0,61
Жилдом ДРСУ-2	44	63	0,69
ДРСУ-2	39,5	63	0,63
Жилзона	219	2х160	0,68
ВЛ 10 кВ Марьино
Енюково	76,6	100	0,77
Раменье	167	250	0,69
Кооператив	97	160	0,6
Авдеевская в/ч	180	250	0,72
Авдеевская	118	160	0,74
Марьинская	123	160	0,77
Слободино	105	160	0,66
Слободино-1	74	100	0,74
ВЛ10 кВ Соболево
Селиваново	39	63	0,62
Лохта	27	40	0,68
Ферма Яганово	508	2х400	0,64
Арт-скважина	51,3	63	0,81
Шурово	48,3	63	0,53
Царево	72	100	0,72
Гл.Лохта	43,	63	0,77
Сад-энергетик	121	160	0,76
Хуторок-1	27,3	40	0,68
Хуторок-2	11,8	25	0,47
Дор	68	100	0,68
Митенская	47	63	0,77
Соболево	416,8	630	0,66
ВЛ10 кВЯганово
Мархинино	46,8	63	0,74
Кокач	47	63	0,74
Россиянка	68,8	100	0,69
Останино	14,5	20	0,73
Дачи-Яганово	66,7	100	0,67
Уварково	45,7	63	0,73
КЗС	179,3	250	0,72
Назаровская	49	63	0,78
Вишневое	72,4	100	0,73
Починок	49,7	63	0,79
М.Стражи	20,1	25	0,8
Б.Стражи	27,4	40	0,69
Нягослово	49	63	0,78
ВЛ10 кВ Аэропорт
ЦРП Аэропорт	378	2х250+63	0,68
ВЛ 10 кВ КУФ-3
Площадка компостирования	178	250	0,71

3.2 Выбор силовых трансформаторов районной подстанции

Выбор силовых трансформаторов заключается в определении их числа, типа и номинальной мощности, а также в технико-экономическом обосновании принятого варианта.

Поскольку от подстанции питаются потребители всех категорий и питание от системы имеется только со стороны высшего напряжения, то требуется установка не менее двух трансформаторов.

Рассмотрим два варианта трёхфазных двухобмоточных трансформаторов устанавливаемых на двухтрансформаторной подстанции 110/10 кВ.

Для двухтрансформаторной подстанции [3]:



, (3.1)

где S_р - мощность подстанции, кВ·А; n - число трансформаторов на подстанции; k_э - коэффициент загрузки трансформатора принимаем в расчетах 0,7.

(МВА);

1. 2ЧТМН 10000/110/10

2. 2ЧТДН 16000/110/10

Коэффициент перегрузки в аварийном режиме:

К⁽¹⁾_п.ав= S_р/S_ном(2)= 9400 /10000 = 0,941,4,

К⁽²⁾_п.ав= S_р/S_ном(3)= 9400 /16000 = 0,591,4.

Выполним технико-экономический расчет для рассматриваемых вариантов. Технические данные трансформаторов в табл.3.2.

Таблица 3.2

Технические данные трансформаторов

Тип тр-ра	Sн МВА	Uном, кВ	ДPх кВт	ДPк кВт	Uк , %	Iхх %	Цена т.руб
		ВН	НН			В-Н
ТДН-10000	10	115	11	14	58	10,5	0,9	5500
ТДН-16000	16	115	11	18	85	10,5	0,7	6700



3.3 Технико-экономический расчёт трансформаторов районной подстанции

З=Р_нК_т+И ; (3.2)

где Р_н - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;

К_т - стоимость трансформатора; И =И_а+И_А- ежегодные эксплуатационные издержки; И_а =nК_та_г- издержки аР амортизацию, (а_г =0,1); И_А= вДА_гг - издержки из-за потерь электроэнергии; в =1,78 [руб] - стоимость одного кВтч электроэнергии.

(3.3)

где n - число трансформаторов; _нб= [ч] (см. п. 2.7).

Проведём расчёты для обоих вариантов:

Первый вариант:

И_А=1,78604574,2= 1076,142 [тыс.руб];

И_а =20,15500 = 1100 [тыс.руб];

З₃=0,1525500+1076,142 +1100 = 3826,142 [тыс.руб].

Второй вариант:

И_А=1,78521044,3= 927,459 [тыс.руб];

И_а =20,16700 = 1340[тыс.руб];

З₃=0,1526700+927,459 +1340 = 4277,45 [тыс.руб].

Так как затраты в первом варианте меньше, чем затраты во втором варианте, то в этом случае выгоднее взять вариант:2ЧТМН 10000/110/10.



4. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ОДНОЛИНЕЙНОЙ СХЕМЫ РАЙОННОЙ ТП

Выбор главной схемы подстанции зависит от назначения, роли и местоположения её в системе электропередач в целом.

Проектируемая подстанция по своему назначению является районной понизительной. Подстанция включена в рассечку линии напряжением 110 кВ. Согласно [6], такая подстанция считается проходной.

Проходные подстанции должны сооружаться с числом выключателей, как правило, меньшим или равным числу присоединений. Большинство проходных сетевых подстанций может иметь схемы с числом выключателей на высшем напряжении не более четырех даже при числе присоединений 4 - 6 [6].

В схемах проходных подстанций допускается отключение при авариях двух элементов: ВЛ и трансформатор. Отключение двух ВЛ или полное отключение допустимо лишь при совпадении отказ выключателя поврежденного элемента и ревизии выключателя работающего элемента [12].

Рассмотрим два варианта схем подстанции на стороне высшего напряжения:

1. Мост с выключателями в цепях трансформатора

Типовое схемное решение для проходной подстанции на стороне высшего напряжения - мост с выключателями в цепях трансформатора.[6] Данная схема обеспечивает надежное электроснабжение потребителей подстанции, а также надежность перетоков мощности через рабочую перемычку. Схема учитывает перспективу развития электрических сетей и возможность расширения ОРУ - 110 кВ, путем присоединения дополнительной линии к ОРУ - 110 кВ. Для обеспечении надежности проведения ремонтных и эксплуатационных работ на секционном выключателе 110 кВ, который в нормальном режиме включен, предусматривается ремонтная перемычка, через которую осуществляется переток мощности. Главная схема электрических соединений представлена на рис. 4.1.

Рис. 4.1 Главная схема подстанции



2.Схема с двумя системами шин

Рис. 4.2 Главная схема подстанции

В связи с повышенной аварийностью схемы, из-за ошибок персонала при оперативных переключениях присоединений с одной системы шин на другую, следует применять схему 1 (изложенное послужило основанием к исключению схемы 2 из сетки типовых схем)[12].

С экономической точки зрения реализация схемы 2 будет более дорогостоящей по отношению к первой, так как в ней задействовано большее количество разъединителей и выключателей.

Таким образом, окончательно выбираем 1 схему - мост с выключателями в цепях трансформатора, так как она проще в использовании и экономически выгоднее.

На стороне 10 кВ, также, применяем схему с системой шин, секционированной выключателем.

5. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЛЭП СВЯЗИ РАЙОННОЙ ТП С ПИТАЮЩЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМОЙ

Линия 110 кВ связывает проектируемую ТП с питающей энергосистемой. Длина линии L=50 км.

На протяжении всей линии устанавливаются железобетонные опоры на базе стоек СК 22длиной 22,6 м[18]:

- промежуточные опоры - ПБ110-15

- анкерные опоры - УБ110-11 (угол поворота до 60⁰).

На выходе с питающей подстанции и на входе на проектируемую ТП устанавливаются металлические опоры У110-1 [18].

Согласно [18], средний пролет между промежуточными опорами составляет L_ПР=190 м, анкерный пролет (между анкерными опорами) - L_А=4,5 км.

Таким образом, общее количество опор составляет

:

- .;

- ;

-

Выбираем провод АС-150/24. Длительно допустимый ток I_доп=450 А.

Проверка провода:

1. По длительно допустимому току[6]:

; (5.1)

(5.2)

.

2. По термическому действию тока короткого замыкания[6]:

Минимальное сечение провода, отвечающее требованию его термической стойкости при К.З., определяется по формуле:

; (5.3)

где - тепловой импульс короткого замыкания;

;

- для провода АС;

, (5.4)

где , ;

;

;

.



3. По условиям коронирования[6]:

, (5.5)

где - максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля;

m=0,82 коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода;

r₀= 8,55 мм - радиус провода;

- напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода

- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз;

;

;

;

.

По результатам расчетов выбранный провод удовлетворяет всем условиям.

Таблица систематического расчета для провода АС 150/24 рассчитана в программе MECH.EXE

6. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Короткими замыканиями (КЗ) называют замыкания между фазами (фазными проводниками электроустановки), замыкания фаз на землю (нулевой провод) в сетях с глухо- и эффективно-заземленными нейтралью, а также витковые замыкания в электрических машинах.

Короткие замыкания возникают при нарушении изоляции электрических цепей. Причины таких нарушений различны: старение изоляции, набросы на провода линий электропередачи (ЛЭП), обрывы проводов с падением их на землю, механические повреждения изоляции кабельных линий, удары молний в ЛЭП и др.

Короткие замыкания, как правило, сопровождаются увеличением токов в поврежденных фазах до значений, превосходящих в несколько раз номинальные значения.

Расчеты токов КЗ производятся для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики.

Введем ряд допущений, упрощающих расчет и не вносящих существенных погрешностей:

- линейность всех элементов схемы;

- приближенный учет нагрузок;

- симметричность всех элементов за исключением мест коротких замыканий;

- пренебрежение активными сопротивлениями, если X/R>3;

- токи намагничивания трансформатора не учитываются.

Погрешность расчетов при данных допущениях не превышает 5 %.



6.1 Составление расчетной схемы

Под расчетной схемой понимают упрощенную однолинейную схему электроустановки с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на ток КЗ и поэтому должны быть учтены при выполнении расчетов.

Расчетная схема изображена на рис. 6.1.

Рис. 6.1 Расчетная схема

Параметры отходящих линий представлены в табл. 1.1. Параметры трансформаторов представлены в табл. 3.1.

6.2. Эквивалентная схема замещения

Эквивалентная схема замещения изображена на рис. 6.2.



Рис. 6.2 Эквивалентная схема замещения

За базисную мощность принимаем 100 :

Определим базисные напряжения и токи ступеней напряжений[15]:

ВН: U_б,I=110кВ;

НН: ;

ЭДС системы в относительных единицах [15]:



(6.1)

(6.2)

(6.3)

где x_c - индуктивное сопротивление системы в относительных единицах;

r_c - активное сопротивление системы в относительных единицах;

S_с - мощность короткого замыкания системы.

Так как , то его можно не учитывать.

(6.4)

где - ток накороткого замыкания на шинах 110 кВ (см п. 3.1).

- ток короткого замыкания в режиме максимума энергосистемы;

- ток короткого замыкания в режиме минимума энергосистемы.

Отсюда определяем мощность короткого замыкания и сопротивление системы в режиме максимума и минимума:

Определим сопротивление линии W1:

(6.5)

(6.6)

(6.7)

где x_уд - удельное индуктивное сопротивление линии,

x_уд=0,4 Ом/км [6, табл. 3.3];

r_уд - удельное активное сопротивление линии,

r_уд=0,603 Ом/км [2, табл. 7.35];

l - длина линии, км.

Активное сопротивление трансформаторов во много раз меньше индуктивного, поэтому в расчете не учитываем активное сопротивление обмоток трансформатора. Согласно [15, приложение2] в относительных единицах:



(6.8)

где U_к - напряжение короткого замыкания обмоток трансформатора, %;

U_ном - номинальное напряжение обмоток трансформатора, кВ;

U_б,I - базисное напряжение, к которому приводится сопротивление обмоток высокого и низшего напряжения, кВ.

Согласно формуле (6.8) находим:

Значения сопротивлений отходящих линий W2 - W7 находим по формулам (6.5 - 6.7), аналогично W1. Результаты расчета сводим в табл. 6.1.

Таблица 6.1

Сопротивления линий

Название линии	Обозначение линии на схеме	xуд, Ом/км	rуд, Ом/км	zуд, Ом/км	l, км	z, о.е
Ботово	W1	0,275	0,46	0,54	18,3	9,8
Аэропорт	W2	0,275	0,46	0,54	4,2	2,25
Соболево	W3	0,275	0,46	0,54	19,4	10,4
Борисово	W4	0,275	0,46	0,54	10,7	5,73
Марьино	W5	0,275	0,46	0,54	19	10,2
Яганово	W6	0,275	0,46	0,54	23	12,3
КУФ-3	W7	0,275	0,46	0,54	1,6	0,86

6.3 Расчет токов короткого замыкания

Расчет проводим в максимальном режиме учтем режим максимума энергосистемы и положение секционных выключателей - включено.

Для расчетов токов короткого замыкания преобразуем схему замещения к простейшему виду. Далее находим начальное значение периодической слагающей тока КЗ по формуле[15]:

(6.9)

где Е - суммарная ЭДС

- суммарное сопротивление до точки КЗ.

Значение тока короткого замыкания в именованных единицах[15]:

(6.10)

где I_б - базисный ток ступени напряжения, на которой происходит КЗ.

Далее находим значение ударного тока короткого замыкания для максимального режима по формуле [15]:

(6.11)

где К_у - ударный коэффициент, для Т_а=0,02 выбираем из [6. табл. 3.8].

Для минимального режима ударный ток не рассчитываем, так как выбор аппаратуры проверяем по ударному току в максимальном режиме. Для определения чувствительности релейной защиты находим ток двухфазного короткого замыкания в минимальном режиме по формуле [15]:

(6.11)



Для примера определим токи короткого замыкания в точках К1, К2, К3, К4, К8 (см. рис. 6.2). Значения всех точек КЗ сведены в табл. 7.2.

Точка К1:

Максимальный режим:

Схема замещения представлена на рис. 6.3.

Рис. 6.3 Схема замещения для точки К1

Ток короткого замыкания в именованных единицах по формуле (6.10):

Ударный ток по формуле (6.11):

(кА).

Точка К2:

Максимальный режим.

Схема замещения представлена на рис. 6.4.

Рис. 6.4 Схема замещения для точки К2

;

;

Ток короткого замыкания в именованных единицах:

(кА);

(кА).

Точка К3:

Максимальный режим.

Схема замещения представлена на рис. 6.5.

Рис. 6.5 Схема замещения для точки К3

;

;

Ток короткого замыкания в именованных единица

(кА);

(кА).

Точка К4:

Максимальный режим.

Схема замещения представлена на рис. 6.6.



Рис. 6.6 Схема замещения для точки К4

;

;

Ток короткого замыкания в именованных единицах:

(кА);

(кА).

Точка К9:

Максимальный режим.

Схема замещения представлена на рис. 6.7.

Рис. 6.7 Схема замещения для точки К9

;

;

;

Ток короткого замыкания в именованных единицах:

(кА);

(кА).



Таблица 6.2

Результаты расчета токов короткого замыкания

Подобные документы

• Проектирование районной понизительной подстанции напряжения в 35 КВ разных мощностей

  Расчет максимальных режимов присоединений и токов короткого замыкания на подстанции. Анализ выбора силового электрооборудования: высоковольтных выключателей, трансформаторов тока и напряжения, силовых трансформаторов, трансформаторов собственных нужд.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 16.09.2017
  

• Выбор и расчёт электрической части подстанции

  Изучение схемы электроснабжения подстанции, расчет электрических нагрузок. Выбор числа и мощности трансформаторов. Составление схемы РУ высокого и низкого напряжений подстанции. Расчёт токов короткого замыкания. Подбор выключателей, кабелей и их проверка.
  
  курсовая работа [571,1 K], добавлен 17.02.2013
  

• Проектирование трансформаторной подстанции 35/10 кВ

  Выбор трансформаторов, выключателей, разъединителей, короткозамыкателей, коммутационных аппаратов и их проверка на систематическую перегрузку, расчет токов короткого замыкания и теплового импульса с целью проектирование трансформаторной подстанции.
  
  курсовая работа [182,0 K], добавлен 26.04.2010
  

• Реконструкция системы электроснабжения завода ОАО "Тагат" имени С.И. Лившица

  Проектирование внутрицеховых электрических сетей завода ОАО "Тагат" имени С.И. Лившица. Определение силовой и осветительной нагрузок; выбор числа и мощности трансформаторов цеховой подстанции. Расчет релейной защиты и автоматики; меры электробезопасности.
  
  дипломная работа [2,5 M], добавлен 18.02.2013
  

• Проектирование тяговой подстанции

  Однолинейная схема главных электрических соединений подстанции. Расчет токов нормального режима и короткого замыкания. Выбор и проверка токоведущих частей и изоляторов, электрических аппаратов, контрольно-измерительной аппаратуры, трансформаторов.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 08.09.2015
  

• Электроснабжение

  Анализ и расчет электрических нагрузок. Компенсация реактивной мощности. Выбор типа и числа подстанций. Расчет и питающих и распределительных сетей до 1000В, свыше 1000В. Расчет токов короткого замыкания. Расчет заземляющего устройства. Вопрос ТБ.
  
  курсовая работа [100,4 K], добавлен 01.12.2007
  

• Электрооборудование и электроснабжение компрессорной станции

  Описание технологического процесса цеха и техническая характеристика производственных машин. Выбор электродвигателей по типу, мощности и напряжению производственных механизмов. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на цеховой подстанции.
  
  дипломная работа [687,4 K], добавлен 21.06.2022
  

• Электроснабжение кузнечного цеха машиностроительного завода

  Картограмма и определение центра электрической нагрузки кузнечного цеха. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций. Расчет токов короткого замыкания. Расчет питающей и распределительной сети по условиям допустимой потери напряжения.
  
  дипломная работа [538,0 K], добавлен 18.05.2015
  

• Проектирование системы электроснабжения главного цеха завода по производству пеностекла

  Расчёт электрических нагрузок осветительной сети. Выбор мощности компенсирующих устройств. Проектирование трансформаторной подстанции. Конструктивное исполнение цеховой электрической цепи. Проектирование освещения и организация мер безопасности.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 07.11.2012
  

• Электрооборудование электрического мостового крана

  Критерии и обоснование выбора мощности и двигателей, обеспечивающих надежную работу в заданном режиме. Расчет и выбор защиты от токов перегрузки, короткого замыкания, нулевой защиты и блокировки. Подтверждение правильности выбора элементов схемы.
  
  курсовая работа [168,3 K], добавлен 24.02.2012
  

• Компрессорный цех

  Характеристика компрессорного цеха, классификация его помещений. Расчёт электрических нагрузок, компенсирующих устройств, выбор трансформаторов. Определение токов короткого замыкания. Расчет автоматического выключателя. Проектирование систем молниезащиты.
  
  курсовая работа [615,4 K], добавлен 05.11.2014
  

• Выбор состава релейной защиты блока генератор-трансформатов электростанции, обеспечивающего его защищённость

  Устройства релейной защиты блока генератор-трансформатов электростанции. Виды повреждений и ненормальных режимов работы. Расчет установок срабатывания выбранных устройств релейной защиты блока генератор-трансформатов. Расчет токов короткого замыкания.
  
  курсовая работа [346,9 K], добавлен 22.11.2010
  

• Проектирование электрической станции

  Выбор генератора, главной схемы станции, основных трансформаторов, выключателей и разъединителей. Технико-экономический расчет выбора главной схемы станции, определение отчислений на амортизацию и обслуживание. Расчет токов короткого замыкания в системе.
  
  дипломная работа [269,6 K], добавлен 19.03.2010
  

• Электроснабжение цементного завода

  Проектирование электроснабжения цехов цементного завода. Расчет электрических нагрузок: цехов по установленной мощности и коэффициенту спроса, завода в целом, мощности трансформаторов. Определение центра нагрузок и расположения питающей подстанции.
  
  курсовая работа [142,1 K], добавлен 01.02.2008
  

• Проектирование масляного трансформатора типа ТМН 2500/35

  Устройство силовых трансформаторов. Расчет исходных данных, коэффициентов и основных размеров. Расчёт обмоток, параметров короткого замыкания, магнитной системы трансформатора, потерь и тока холостого хода. Общее описание конструкции трансформатора.
  
  курсовая работа [156,5 K], добавлен 13.06.2010
  

• Характеристика установки инверторной сварки "Магма–315Р"

  Краткая характеристика механосборочного цеха. Схемы внешнего электроснабжения. Анализ электрических нагрузок. Выбор схемы электроснабжения, расчет трансформаторов. Компоновка цеховой подстанции. Принцип работы установки инверторной сварки "Магма–315Р".
  
  дипломная работа [710,8 K], добавлен 13.07.2014
  

• Реконструкция СЭС обогатительной фабрики

  Технико-экономический расчет электрической части распределительного устройства главного корпуса обогатительной фабрики. Определение рабочих токов, токов короткого замыкания, подбор устройства релейной защиты, автоматики, расчет и безопасность проекта.
  
  дипломная работа [431,5 K], добавлен 26.08.2009
  

• Проектирование электрооборудования электрической части КЭС-820МВт, Uн = 500/220 кВ

  Технико-экономическое сравнение двух вариантов структурных схем проектируемой электростанции. Выбор генераторов, трансформаторов и автотрансформаторов связи. Расчет токов трехфазного короткого замыкания. Выбор выключателей и ограничителей перенапряжения.
  
  курсовая работа [1,7 M], добавлен 17.05.2015
  

• Проектирование схемы управления станком-качалкой

  Разработка электрической схемы управления станком-качалкой. Обоснование выбора необходимого оборудования в соответствии с требованиями. Расчет токов короткого замыкания и заземляющего устройства. Общая характеристика сметы затрат на оборудование.
  
  курсовая работа [686,0 K], добавлен 03.04.2014
  

• Электроснабжение электрооборудования окрасочного цеха

  Технические показатели проекта; характеристика потребителей цеха по режиму нагрузки, категории бесперебойности. Выбор напряжения сети, системы питания и силы света. Расчёт электроосвещения, электронагрузок, числа и мощности трансформаторов, заземления.
  
  курсовая работа [573,3 K], добавлен 23.10.2011
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам

Точка КЗ	Максимальный режим
	x?		кА	iуд,кА
К1	0,196	5,36	2,79	6,34
К2	0,721	1,46	8,42	19,15
К3	10,52	0,1	0,577	1,31
К4	2,97	0,35	2,02	4,6