Реконструкция подстанции
Обоснование реконструкции подстанции. Расчёт потерь энергии в трансформаторах. Определение срока окупаемости замены выключателей в ЗРУ–10 кВ. Организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность работ. Расчет мощности трансформаторов собственных нужд.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 23.12.2012 |
| Размер файла | 343,0 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
ВВЕДЕНИЕ
По мере развития народного хозяйства страны и повышения уровня жизни населения возрастает потребление электрической энергии и повышаются требования к надёжности электроэнергетических установок, станций, подстанций и энергетических систем.
С ростом электропотребления возникает проблема передачи и переработки электроэнергии, которая напрямую связана с проблемой физического и морального старения оборудования.
Старение оборудования и низкие темпы реконструкции способствует накоплению изношенного оборудования и, как следствие, росту затрат на его ремонт и ухудшению технико-экономических показателей работы энергопредприятий (удельных расходов топлива, расходов электроэнергии на собственные нужды, потерь электроэнергии в сетях).
Техническое перевооружение может дать снижение себестоимости энергии на 12-15%.
В настоящее время, при создании энергетических систем, надёжность учитывается как результат многолетнего опыта проектирования и эксплуатации, закреплённого в соответствующих правилах, рекомендациях и методических указаниях.
Успех работы энергетиков во многом зависит от повышения уровня проектирования и эксплуатации, роста знаний теорий и передовой практики.
1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Подстанция 220/35/10 кВ ''Джамку'' расположена на землях Ургальского лесхоза в Верхнебуреинском районе Хабаровского края на железнодорожной станции ''Джамку'' на расстоянии 600 м от оси железнодорожного пути с северной стороны от застройки посёлка.
Подстанция предназначена для продольного электроснабжения ДВЖД на напряжение 35 кВ по ВЛ-35 кВ ''Ургал - Березовая'', для электроснабжения посёлка и потребителей, прилегающего района. Однолинейная схема подстанции представлена на Д 1002 22 Э31.
Питание подстанции предусмотрено на напряжение 220 кВ заходом одноцепной ВЛ-220 кВ ''Сулук - Джамку''. Схема внешнего электроснабжения представлена на Д 1002 22 Э12.
Мощность короткого замыкания на шинах подстанции 220 кВ в максимальном режиме согласно [1] равна 684 МВА.
Для расчетов используются контрольные замеры, проведенные отделом диспетчерской службы (ОДС) в Северо - Западных электрических сетях в часы максимальной нагрузки 22.12.2002 года. Результаты контрольных замеров представлены в таблицах 1.1 - 1.2. Графики суточной нагрузки фидеров и графики потерь и суммарной мощности на шинах 10 кВ и шинах 35 кВ подстанции «Джамку» представлены на Д 1002 22 003 и в рисунках А.1
Таблица 1.1 - Суточная нагрузка потребителей шин 10 кВ пс Джамку
|
Время, час |
Фидер №4 |
Фидер №7 |
Фидер №10 |
ТСН 1 |
ТСН 2 |
||||
|
Р, кВт |
Q,кВАр |
Р, кВт |
Q,кВАр |
Р, кВт |
Q,кВАр |
Р, кВт |
Р, кВт |
||
|
0-2 |
230 |
120 |
420 |
112 |
40 |
0,2 |
35 |
23 |
|
|
2-4 |
260 |
160 |
705 |
172 |
80 |
0,2 |
38 |
35 |
|
|
4-6 |
200 |
140 |
660 |
150 |
120 |
0,2 |
45 |
30 |
|
|
6-8 |
240 |
160 |
675 |
165 |
60 |
0,2 |
39 |
33 |
|
|
8-10 |
260 |
140 |
765 |
165 |
100 |
0,2 |
48 |
33 |
|
|
10-12 |
240 |
170 |
960 |
195 |
100 |
0,2 |
39 |
39 |
|
|
12-14 |
220 |
130 |
480 |
195 |
80 |
0,2 |
39 |
39 |
|
|
14-16 |
260 |
180 |
765 |
210 |
100 |
0,2 |
42 |
42 |
|
|
16-18 |
220 |
120 |
660 |
180 |
80 |
0,2 |
36 |
36 |
|
|
18-20 |
240 |
160 |
795 |
165 |
80 |
0,2 |
45 |
33 |
|
|
20-22 |
260 |
160 |
795 |
180 |
100 |
0,2 |
39 |
36 |
|
|
22-24 |
240 |
160 |
795 |
180 |
100 |
0,2 |
42 |
36 |
Таблица 1.2 - Суточная нагрузка потребителей шин 35 кВ пс Джамку
|
Время, час |
Линия Т-211 |
Линия Т-212 |
РТД-35 |
I РТД |
||||
|
Р, кВт |
Q,кВАр |
Р, кВт |
Q,кВАр |
Р, кВт |
Q,кВАр |
А |
||
|
0-2 |
78 |
2 |
577 |
52 |
420 |
15640 |
264 |
|
|
2-4 |
78 |
3 |
787 |
52 |
210 |
16930 |
262 |
|
|
4-6 |
78 |
2 |
840 |
31 |
210 |
17640 |
261 |
|
|
6-8 |
105 |
2 |
787 |
21 |
210 |
17320 |
263 |
|
|
8-10 |
78 |
2 |
840 |
78 |
0 |
15330 |
263 |
|
|
10-12 |
78 |
1 |
919 |
105 |
210 |
15540 |
263 |
|
|
12-14 |
105 |
1 |
814 |
52 |
420 |
18110 |
265 |
|
|
14-16 |
52 |
1 |
892 |
105 |
0 |
16010 |
262 |
|
|
16-18 |
105 |
1 |
840 |
105 |
210 |
15540 |
262 |
|
|
18-20 |
105 |
2 |
892 |
105 |
420 |
17760 |
263 |
|
|
20-22 |
52 |
1 |
919 |
52 |
210 |
15730 |
263 |
|
|
22-24 |
105 |
2 |
866 |
78 |
0 |
18900 |
272 |
2. РАСЧЁТ НАГРУЗОК ПОДСТАНЦИИ
Режимы потребления электроэнергии отдельных потребителей характеризуется графиками потребления электрической энергии, отражающими изменение потребляемой мощности в течении заданного промежутка времени. По роду нагрузки различают графики активной и реактивной мощности, по длительности рассматриваемого промежутка времени - в основном суточные и годовые графики.
Для ориентировочных расчётов и экономичной эксплуатации электрооборудования источников питания и сетей можно пользоваться типовыми суточными и годовыми графиками нагрузок, характерными для некоторых отраслей промышленности. Так же для построения графиков нагрузки возможно применение данных контрольных замеров, проводимых в электрических сетях два раза в год (в зимний и летний периоды).
В данном проекте для построения графиков нагрузок использованы данные контрольных замеров, проведённые в зимний период, то есть во время максимальных нагрузок. Данные контрольных замеров отображены в исходных данных.
Для построения графиков произведён следующий расчёт:
1.Суммарная активная и реактивная мощность потребителей, питающихся от шин 10 кВ подстанции
(2.1)
(2.2)
где и - соответственно активное и реактивное потребление мощности конкретного потребителя, кВт и кВАр.
2. Суммарная активная и реактивная мощность потребителей, питающихся от шин 35 кВ подстанции
(2.3)
(2.4)
где и - соответственно активное и реактивное потребление мощности линиями 35 кВ и их потребителями.
3. Постоянные потери активной мощности, которые составляют 3% от максимальной потребляемой активной мощности
(2.5)
4. Постоянные потери реактивной мощности, которые составляют 15% от максимальной потребляемой реактивной мощности
(2.6)
5. Переменные потери активной мощности, которые зависят от нагрузки и составляют 12,5% от
(2.7)
(2.8)
6. Переменные потери реактивной мощности, которые зависят от нагрузки и составляют 20% от
(2.9)
(2.10)
7. Суммарная активная мощность, потребляемая реактором, по данным контрольных замеров с учётом потерь в нём. По справочным данным потери в реакторе составляют 120 кВт [2].
(2.11)
где РРТД.t - активная мощность, потребляемая реактором, по данным контрольных замеров, кВт; - потери активной мощности, кВт.
8. Суммарная активная и реактивная мощность с учётом потерь потребителей шин 10 кВ и шин 35 кВ
(2.12)
(2.13)
(2.14)
(2.15)
Пример расчёта.
Для потребителей шин 10 кВ и 35 кВ на 0-2 часов.
Суммарная активная мощность по формулам (2.1), (2.3) и (2.11)
кВт;
кВт;
кВт.
Суммарная реактивная мощность по формулам (2.2) и (2.4)
кВАр;
кВАр.
Постоянные потери по формулам (2.5) и (2.6)
кВт;
кВт;
кВАр;
кВАр.
Переменные потери активной мощности по формулам (2.7) и (2.8)
кВт;
кВт;
кВт;
кВт.
Переменные потери реактивной мощности по формулам (2.9) и (2.10)
кВАр;
кВАр;
кВАр
кВАр.
Суммарная активная и реактивная мощность с учётом потерь по формулам (2.12), (2.13), (2.14) и (2.15)
кВт;
кВт;
кВАр;
кВАр.
Результаты расчётов сведены в таблицы 2.1 и 2.2.
Необходимая мощность первичной обмотки понижающего трансформатора определяется по формуле
(2.16)
где КРМ - коэффициент разновремённости максимальных нагрузок потребителей шин 35 и 10 кВ, определяемый по формуле из
(2.17)
Таблица 2.1- Расчет потерь и суммарной мощности потребителей шин 10 кВ.
|
Время, час |
Рt, кВт |
Qt,кВАр |
?Рпост, кВт |
?Рпер, кВт |
?Qпост, кВАр |
?Qпер, кВАр |
Рt?, кВт |
Qt?, кВАр |
|
|
00 - 02 |
748,0 |
232,2 |
41,3 |
50,8 |
58,5 |
27,6 |
840,1 |
318,3 |
|
|
02 - 04 |
1118,0 |
332,2 |
41,3 |
113,5 |
58,5 |
56,5 |
1272,8 |
447,2 |
|
|
04 - 06 |
1055,0 |
290,2 |
41,3 |
101,0 |
58,5 |
43,1 |
1197,4 |
391,8 |
|
|
06 - 08 |
1047,0 |
325,2 |
41,3 |
99,5 |
58,5 |
54,2 |
1187,8 |
437,9 |
|
|
08 - 10 |
1206,0 |
305,2 |
41,3 |
132,4 |
58,5 |
47,7 |
1379,3 |
411,4 |
|
|
10 - 12 |
1378,0 |
365,2 |
41,3 |
172,4 |
58,5 |
68,3 |
1591,7 |
492,0 |
|
|
12 - 14 |
858,0 |
325,2 |
41,3 |
66,8 |
58,5 |
54,2 |
966,1 |
437,9 |
|
|
14 - 16 |
1209,0 |
390,2 |
41,3 |
132,7 |
58,5 |
78,0 |
1383,0 |
526,7 |
|
|
16 - 18 |
1032,0 |
300,2 |
41,3 |
96,7 |
58,5 |
46,2 |
1170,0 |
404,9 |
|
|
18 - 20 |
1193,0 |
325,2 |
41,3 |
129,2 |
58,5 |
54,2 |
1363,5 |
437,9 |
|
|
20 - 22 |
1230,0 |
340,2 |
41,3 |
137,4 |
58,5 |
59,3 |
1408,7 |
458,0 |
|
|
22 - 24 |
1213,0 |
340,2 |
41,3 |
133,6 |
58,5 |
59,3 |
1387,9 |
458,0 |
Таблица 2.2 - Расчет потерь и суммарной мощности потребителей шин 35 кВ
|
Время, час |
Рt, кВт |
Qt, кВАр |
?Рпост, кВт |
?Рпер, кВт |
?Qпост, кВАр |
?Qпер, кВАр |
РТД - 35 |
?Рпост,РТР кВт |
Рt?, кВт |
Qt?, кВАр |
||
|
Рt, кВт |
Qt,кВАр |
|||||||||||
|
00 - 02 |
655,0 |
54,0 |
29,9 |
53,8 |
16,1 |
5,5 |
420,0 |
15640 |
120,0 |
1278,7 |
15715,6 |
|
|
02 - 04 |
865,0 |
55,0 |
29,9 |
93,8 |
16,1 |
5,7 |
210,0 |
16930 |
120,0 |
1318,7 |
17006,8 |
|
|
04 - 06 |
918,0 |
33,0 |
29,9 |
105,6 |
16,1 |
2,0 |
210,0 |
17640 |
120,0 |
1383,5 |
17691,1 |
|
|
06 - 08 |
892,0 |
23,0 |
29,9 |
99,7 |
16,1 |
1,0 |
210,0 |
17320 |
120,0 |
1351,6 |
17360,1 |
|
|
08 - 10 |
918,0 |
80,0 |
29,9 |
105,6 |
16,1 |
12,0 |
0,0 |
15330 |
120,0 |
1173,5 |
15438,1 |
|
|
10 - 12 |
997,0 |
106,0 |
29,9 |
124,6 |
16,1 |
21,0 |
210,0 |
15940 |
120,0 |
1481,5 |
15683,1 |
|
|
12 - 14 |
919,0 |
53,0 |
29,9 |
105,9 |
16,1 |
5,3 |
420,0 |
18110 |
120,0 |
1594,8 |
18184,4 |
|
|
14 - 16 |
944,0 |
106,0 |
29,9 |
111,7 |
16,1 |
21,0 |
0,0 |
13010 |
120,0 |
1205,6 |
16153,1 |
|
|
16 - 18 |
945,0 |
106,0 |
29,9 |
111,9 |
16,1 |
21,0 |
210,0 |
15540 |
120,0 |
1416,8 |
15683,1 |
|
|
18 - 20 |
997,0 |
107,0 |
29,9 |
124,6 |
16,1 |
21,4 |
420,0 |
17760 |
120,0 |
1691,5 |
17904,5 |
|
|
20 - 22 |
971,0 |
53,0 |
29,9 |
118,2 |
16,1 |
5,3 |
210,0 |
15730 |
120,0 |
1449,1 |
15804,4 |
|
|
22 - 24 |
971,0 |
80,0 |
29,9 |
118,2 |
16,1 |
12,0 |
0,0 |
18900 |
120,0 |
1239,1 |
19008,1 |
где - суммарная максимальная мощность потребителей шин 35 кВ, приходящаяся на 18-20 часов, кВт; - суммарная максимальная мощность потребителей шин 10 кВ, приходящаяся на 10-12 часов, кВт.
Мощность первичной обмотки трансформатора определяется по формуле (2.16)
кВА.
Мощность трансформатора типа ТДТН - 25000/220, установленного на подстанции, соответствует потребляемой мощности.
Коэффициент загрузки трансформатора определяется по формуле
(3.17)
где SHT - номинальная мощность трансформатора, кВА.
%
Загруженность понижающего трансформатора осуществляется за счёт шунтирующего реактора, установленного на стороне 35 кВ.
3. ВЫБОР АККУМУЛЯТОРНОЙ БАТАРЕИ
На подстанции ''Джамку'' применяется постоянный оперативный ток, источником которого является аккумуляторная батарея типа СК-20 из 120 элементов, работающая в режиме постоянного подзаряда.
Вследствие замены баковых выключателей У-220 на элегазовые выключатели серии ВГТ-220, а значит ток кратковременного разряда уменьшится. Возможна замена аккумуляторной батареи на СК-8 из 108 элементов.
В качестве зарядно-подзарядного агрегата используется выпрямительный агрегат типа ВАЗП-380/260-40/80, обеспечивающий стабилизированное выпрямленное напряжение до 260 В, при токе до 80 А, максимальная мощность 20,8 кВт.
4. РАСЧЁТ МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
Требующая мощность для питания собственных нужд переменного тока определяют суммированием присоединённой мощности всех потребителей. Сведения о потребителях собственных нужд подстанции «Джамку» сведены в таблицу 4.1.
Расчётная мощность, потребляемая в летний период
(4.1)
кВА.
Расчётная мощность, потребляемая в зимний период
(4.2)
кВА.
За расчётную нагрузку принята нагрузка в зимний период.
Мощность трансформаторов при неявном резерве определяется по формуле
(4.3)
кВА.
В ремонтных условиях с учётом допустимой сезонной перегрузки на 15% мощностью трансформатора будет определяться по формуле
(4.4)
где Sрем - дополнительная нагрузка при ремонтах, кВА; n - количество трансформаторов собственных нужд, установленных на подстанции, шт.
На подстанции «Джамку» установлено два трансформатора собственных нужд типа ТМ-630/10-0,4 кВ.
Параметры трансформаторов собственных нужд (ТСН) согласно [5], необходимые для расчёта представлены в таблице 4.2
Таблица 4.2 - Параметры трансформаторов собственных нужд.
|
Тип трансформатора |
Sном, кВА |
Напряжение обмотки, кВ |
Потери, кВт |
uk , % |
Iх , % |
|||
|
ВН |
НН |
Рх |
Рк |
|||||
|
ТМ - 630/10 - УХЛ3 |
630 |
10 |
0,4 |
8,5 |
1,68 |
5,5 |
2 |
Мощность трансформатора в ремонтный период
кВА.
Загруженность трансформатора собственных нужд в ремонтных условиях, то есть в максимальном режиме будет
(4.5)
.
В ремонтных условиях, то есть в максимальном режиме работы, трансформатор собственных нужд загружен на 74,7%.
Таблица 4.1 - Нагрузка трансформатора собственных нужд.
|
Наименование потребителя |
Установленная мощность, кВт |
з |
соs ц |
tg ц |
Расчётная нагрузка |
|||||||
|
Мощность ед*кол-во |
Общая мощность |
Кс |
,кВт |
,кВАр |
Кс |
,кВт |
,кВАр |
|||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
|
|
Освещение ОРУ |
- |
10,0 |
1,00 |
1,00 |
- |
0,35 |
3,50 |
0 |
0,35 |
3,50 |
- |
|
|
Освещение ОПУ, ЗРУ |
- |
12,5 |
1,00 |
1,00 |
- |
0,70 |
8,75 |
0 |
0,70 |
8,75 |
- |
|
|
Отопление ОПУ, ЗРУ |
- |
120,0 |
1,00 |
1,00 |
- |
- |
- |
- |
1,00 |
120,00 |
- |
|
|
Силовая нагрузка ОПУ |
- |
16,1 |
0,85 |
0,85 |
0,62 |
0,50 |
9,47 |
5,87 |
0,50 |
9,47 |
5,87 |
|
|
Подогрев выключателя 220 кВ и привода |
12*7 |
36,0 |
1,00 |
1,00 |
- |
- |
- |
- |
1,00 |
36,00 |
- |
|
|
Подогрев выключателя 35 кВ и привода |
4*7 |
28,0 |
1,00 |
1,00 |
- |
- |
- |
- |
1,00 |
28,00 |
- |
|
|
Охлаждение трансформатора и реактора |
7*4 |
28,0 |
0,85 |
0,85 |
0,62 |
0,85 |
28,00 |
17,36 |
0,85 |
28,00 |
17,36 |
|
|
ВАЗП |
20,8*2 |
41,6 |
0,91 |
0,85 |
0,59 |
0,12 |
5,48 |
3,24 |
0,12 |
5,48 |
3,24 |
|
|
Аппаратура связи и телемеханики |
- |
5,0 |
1,00 |
1,00 |
- |
1,00 |
5,00 |
- |
1,00 |
5,00 |
- |
|
|
Включённые лампы и измерительные приборы |
- |
2,0 |
1,00 |
1,00 |
- |
1,00 |
2,00 |
- |
1,00 |
2,00 |
- |
|
|
Электрокалорифер |
- |
120,0 |
1,00 |
1,00 |
- |
- |
- |
- |
1,00 |
120,00 |
- |
|
|
ТСА |
- |
73,6 |
1,00 |
1,00 |
- |
- |
- |
- |
0,70 |
51,52 |
- |
|
|
Итого |
62,20 |
26,47 |
432,12 |
26,47 |
||||||||
|
Временные и ремонтные нагрузки |
||||||||||||
|
Сварочный трансформатор |
- |
30,0 |
5. ОБОСНОВАНИЕ РЕКОНСТРУКЦИИ ПОДСТАНЦИИ
5.1 Реконструкция ОРУ - 220 кВ
- Замена выключателей.
На ОРУ - 220 кВ подстанции «Джамку» установлены выключатели серии У-220. В данном дипломном проекте для замены предлагаются элегазовые выключатели серии ВГТ-220. Технические характеристики данных выключателей сведены в таблицу 5.1
Таблица 5.1 - Технические характеристики выключателей
|
Технические данные |
Выключатели У - 220 ВГТ - 220 |
|
|
Номинальное напряжение, кВ |
220 220 |
|
|
Номинальный ток, А |
1000 2500 |
|
|
Номинальный ток отключения, кА |
25 40 |
|
|
Ток термической стойкости t = 3 сек, кА |
25 40 |
|
|
Собственное время отключения, сек. |
0,05 0,035 |
|
|
Полное время отключения, сек. |
0,08 0,055 |
|
|
Масса выключателя с маслом, кг. |
55000 5600 |
|
|
Коммутационный ресурс, тыс. |
20 |
Недостатками баковых выключателей серии У-220 являются взрыво- и пожароопасность; необходимость периодического контроля за состоянием и уровнем масла в баке и вводах; большой объём масла (27000 кг на 3 полюса), что обуславливает большую затрату времени на его замену и необходимость больших запасов масла; большая масса выключателя; неудобство при обслуживании; большая затрата металла.
Выключатели У-220 установлены на подстанции «Джамку» в 1982 году и остаточный коммутационный ресурс у них незначительный.
Достоинства выключателей У-220: простота конструкции, высокая отключающая способность, возможность установки встроенных трансформаторов тока.
Достоинствами элегазовых выключателей серии ВГТ-220 являются отсутствие необходимости в сложном техническом обслуживании и ремонтах при нормальных условиях эксплуатации. Высокие механические и коммутационные ресурсы, повышенные сроки службы уплотнений и комплектующих, обеспечивающие 20-летний межремонтный период. Низкий уровень шума при срабатывании. Высокая коррозионная стойкость покрытий, применяемых для стальных конструкций выключателя. Возможность осуществления быстродействующего АПВ.
- Установка трансформаторов тока в цепи выключателей ВГТ-220 кВ.
В связи с отсутствием встроенных трансформаторов в элегазовых выключателях типа ВГТ-220 кВ для питания цепей защит, автоматики и измерений предлагается установить выносные трансформаторы тока типа ТФЗМ- 220Б-IIIУ1.
- Установка разъединителей в цепи трансформаторов напряжения НКФ-220 кВ.
Подстанция «Джамку» является межсистемной подстанцией и предназначена для передачи электроэнергии с «Амурэнерго» в «Хабаровскэнерго» или в обратном направлении.
При выводе трансформаторов напряжения ТН-220 кВ, подключённых жёстко к шинам 220 кВ, в ремонт или для технического обслуживания (доливка масла, замена силикагеля в термосифонных фильтрах) возникает необходимость в прерывании транзита перетоков в связи с выводом одной из секций шин 220 кВ.
В целях сохранения транзита и удобства вывода ТН-220 кВ для обслуживания, в данном проекте предлагается установка разъединителей типа РНДЗ 2-220/1000-УХЛ1. В этом случае, при выводе одного из трансформаторов напряжения для обслуживания, питание цепей защиты выводимого ТН можно перевести (запараллелить) на оставшейся в работе ТН-220 кВ.
- Замена изоляторов в ОРУ подстанции.
В связи с тем, что колонки опорно-стержневых изоляторов ИОС-110, установленные в ОРУ-220 кВ, в процессе эксплуатации имеют нарушения внешнего слоя фарфора - сколы, трещины (площадь сколов более допустимого значения S = 200 мм2 [14]), возникла необходимость их замены.
Для замены фарфоровых опорно-стержневых изоляторов предлагаются полимерные изоляторы типа ИОСПК-10 110/450 -IV-УХЛ1.
К преимуществу полимерных изоляторов типа ИОСПК-10 относятся: малая масса; высокие ударопрочность, сейсмостойкость и влагоразрядные характеристики; высокая кратковременная и длительная прочность при изгибе и кручении; устойчивость к актам вандализма. Срок службы полимерных изоляторов составляет не менее 30 лет.
Одновременно в проекте предлагается замена подвесных стеклянных изоляторов типа ПС-70 на полимерные типа ЛК-70/220-АIV в ОРУ-220 кВ и ЛК-70/35-АIV в ОРУ-35 кВ.
Подвесные полимерные изоляторы, по сравнению с традиционными, имеют массу меньше в 8 - 12 раз; более высокие разрядные характеристики и стойкость к загрязнению; устойчивость к ударам, «расстрелам» и резким сменам температуры. Не поддаются старению длительное время (25 - 30 лет).
Основной причиной механических повреждений полимерных изоляторов является недостаточная прочность соединения стеклопластикового стержня и клеевых или клееболтовых концевых захватов (оконцевателей).
Основной причиной электрических повреждений является перекрытие элементов, в частности, по границе раздела «стеклопластиковый стержень - защитный чехол» и потере изоляционных свойств стеклопластика. Причина потери изоляционных свойств стеклопластика и перекрытий - гидролизные явления, протекающие в стеклопластиковом стержне. Гидролиз стеклопластикового стержня происходит из-за проникновения влаги под защитный чехол.
5.2 Реконструкция ОРУ-35 кВ
- Замена выключателей.
На данной подстанции установлены масляные выключатели серии С-35. Для замены предлагаются элегазовые выключатели серии ВГБЭ-35. Технические характеристики данных выключателей сведены в таблицу 5.2.
Таблица 5.2 - Технические характеристики выключателей на 35 кВ.
|
Технические данные |
Выключатели |
||
|
С-35 |
ВГБЭ-35 |
||
|
Номинальное напряжение, кВ |
35 |
35 |
|
|
Номинальный ток, А |
630 |
630 |
|
|
Номинальный ток отключения, кА |
10 |
12,5 |
|
|
Ток термической стойкости, кА |
10 |
12,5 |
|
|
Собственное время отключения, сек. |
0,05 |
0,035 |
|
|
Полное время отключения, сек. |
0,08 |
0,055 |
|
|
Коммутационный ресурс, тыс. |
- |
20 |
Недостатки выключателей серии С-35 заключаются в их взрыво и пожароопасности, неудобстве обслуживания, необходимости периодического контроля и доливки масла, относительно частой замены масла в дугогасительных бачках.
Элегазовые выключатели серии ВГБЭ-35 имеют простую конструкцию, высокую степень надежности, высокую коммутационную износостойкость, малые размеры, отсутствие шума при операциях, отсутствие загрязнения окружающей среды, малые эксплуатационные расходы.
К недостаткам элегазовых выключателей можно отнести сравнительно небольшие номинальные токи и токи отключения.
5.3 Реконструкция ЗРУ-10 кВ
- Замена выключателей.
На данной подстанции в ЗРУ-10 кВ установлены маломасляные выключатели серии ВМПЭ-10. Для замены предлагаются вакуумные выключатели серии ВВТЭ-10. Технические характеристики данных выключателей сведены в таблицу 5.3.
Таблица 5.3 - Технические характеристики выключателей на 10 кВ.
|
Технические данные |
Выключатели |
||
|
ВМПЭ-10 |
ВВ/ТЕЛ-10 |
||
|
Номинальное напряжение, кВ |
35 |
35 |
|
|
Номинальный ток, А |
|||
|
Номинальный ток отключения, кА |
20 |
20 |
|
|
Ток термической стойкости, кА |
20 |
12,5 |
|
|
Собственное время отключения, сек. |
0,095 |
0,015 |
|
|
Полное время отключения, сек. |
0,12 |
0,025 |
|
|
Коммутационный ресурс, тыс. |
- |
200 |
Недостатки выключателей серии ВМПЭ-10 заключаются в их взрыво и пожароопасности, неудобстве обслуживания, необходимости периодического контроля и доливки масла, относительно частой замены масла в дугогасительных бачках.
Вакуумные выключатели серии ВВ/ТЕЛ-10 имеют простую конструкцию, высокую степень надежности, высокую коммутационную износостойкость, малые размеры, отсутствие шума при операциях, отсутствие загрязнения окружающей среды, малые эксплуатационные расходы.
6. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Выбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих частей производится по току трёхфазного короткого замыкания.
Для расчёта тока короткого замыкания составляется расчётная схема (рисунок 6.1) и на её основе - схема замещения (рисунок 6.2).
Рисунок 6.1 - Расчетная схема для расчетов токов короткого замыкания
Рисунок 6.2 - Схема замещения для расчетов токов короткого замыкания
Расчёт сопротивлений всех элементов схемы замещения ведётся в относительных единицах по формулам из [4].
Сопротивления приводятся к принятой базисной мощности, раной 100 МВА. Расчёт производиться при условии, что система высшего и среднего напряжений работают в максимальном режиме, а переключатель РПН на силовом трансформаторе ТДТН находиться в среднем положении.
Сопротивление системы определяется по формуле
(6.1)
где SБ - базисная мощность, МВА; SК.З - мощность короткого замыкания в максимальном режиме, МВА.
Мощность короткого замыкания на шинах 220 кВ в максимальном режиме согласно [1] равна 684 МВА.
Таблица 6.1 - Параметры силового трансформатора ТДТН - 25000/220 согласно [5] необходимые для расчета
|
Sном , МВ•А |
Напряжение обмоток, кВ |
Напряжение короткого замыкания, % |
Потери, кВ |
Ток холостого хода, % |
||||||
|
ВН |
СН |
НН |
ВС |
ВН |
СН |
Рх |
Рк |
|||
|
25 |
230 |
38,5 |
11 |
12,5 |
20 |
6,5 |
135 |
50 |
1,2 |
Напряжение короткого замыкания в % отдельных обмоток трансформатора определяются по выражениям [2]
(6.2)
В схеме замещения каждая обмотка трансформатора представлена, как отдельный элемент, поэтому рассчитываются сопротивления каждой обмотки в отдельности по формуле
(6.3)
где UK - напряжение короткого замыкания обмотки трансформатора, %; SHT - номинальная мощность трансформатора, МВА.
Сопротивления обмоток трансформатора
,
На подстанции ''Джамку'' установлены ТСН типа ТМ - 630/10 - 0,4 кВ.
Параметры ТСН согласно [5] необходимые для расчёта приведены в таблице 4.2.
Сопротивление трансформатора собственных нужд согласно [4] определяется по формуле (6.3)
Трансформатор собственных нужд присоединяется к шинам 0,4 кВ тремя кабелями ААГ-3?185+1?50.
Полное сопротивление кабеля определяется по формуле [4], Ом,
(6.4)
где xK _ индуктивное сопротивление кабеля, Ом; rК _ активное сопротивление кабеля, Ом.
Индуктивное и активное сопротивление кабеля определяется по формулам [4], Ом,
(6.5)
(6.6)
где x0 _ индуктивное удельное сопротивление кабеля, Ом/км; r0 _ активное удельное сопротивление кабеля, Ом/км; x0 = 0,0596 Ом/км; r0 = 0,167 Ом/км.
Ом;
Ом;
Ом.
Приводим полное сопротивление кабеля к базисному значению
(6.7)
Преобразуя схему замещения (рисунок 6.2), определяются результирующие сопротивления до рассматриваемой точки короткого замыкания ХРЕЗ и по формулам из [4] вычисляются базисный ток IБ, периодическая составляющая трёхфазного тока короткого замыкания IK, ударный ток iу и мощность короткого замыкания SK .
Базисный ток определяется по формуле
(6.8)
где UСР - среднее напряжение в точке короткого замыкания, кВ.
Периодическая составляющая трёхфазного тока короткого замыкания, кА
(6.9)
где ХРЕЗ.К - результирующее относительное сопротивление до точки короткого замыкания.
Ударный ток короткого замыкания определяется по формуле, кА
(6.10)
Расчёт для точки короткого замыкания К1.
Результирующее сопротивление
Базисный ток
кА.
Периодическая составляющая трёхфазного тока короткого замыкания
кА.
Ударный ток
кА.
Расчёт для точки короткого замыкания К2.
Результирующее сопротивление
(6.11)
.
Базисный ток
кА.
Периодическая составляющая трёхфазного тока короткого замыкания
кА.
Ударный ток
кА.
Мощность короткого замыкания на шинах 35 кВ определяется по формуле из [4]
(6.12)
МВА.
Расчёт для точки короткого замыкания К3.
Результирующее сопротивление
(6.13)
Базисный ток
кА.
Периодическая составляющая трёхфазного тока короткого замыкания
кА.
Ударный ток
кА.
Мощность короткого замыкания на шинах 10 кВ
кВА.
Расчёт для точки короткого замыкания К4.
Результирующее сопротивление
(6.14)
.
Базисный ток
кА.
Периодическая составляющая трёхфазного тока короткого замыкания
кА.
Ударный ток, кА, на шинах 0,4 кВ определяется по формуле [4]
(6.15)
кА.
Мощность короткого замыкания на шинах 0,4 кВ
МВА.
Таблица 6.2- Результаты расчётов токов короткого замыкания
|
Точка короткого замыкания |
Результирующее сопротивление |
Базисный ток, кА |
Периодическая составляющая тока короткого замыкания, кА |
Ударный ток, кА |
Мощность короткого замыкания, кВА |
|
|
Точка К1 |
0,14 |
0,25 |
1,78 |
4,54 |
684,00 |
|
|
Точка К2 |
0,39 |
1,50 |
3,85 |
9,82 |
256,41 |
|
|
Точка К3 |
0,54 |
5,25 |
9,72 |
24,78 |
185,18 |
|
|
Точка К4 |
9,27 |
144,34 |
15,57 |
15,73 |
10,78 |
7. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Электрооборудование распределительных устройств всех видов и напряжений по номинальным данным должно удовлетворять условиям работы как при номинальных режимах, так и при коротких замыканиях. Класс изоляции оборудования должен соответствовать номинальному напряжению сети, а устройства защиты от перенапряжений - уровню изоляции электрооборудования.
Выбор электрооборудования производиться на основе расчётных условий и данных электропромышленности о параметрах и технико-экономических характеристиках выпускаемых аппаратов и проводников.
Под расчётными условиями понимаются наиболее тяжёлые, но достаточно вероятные, в которых могут оказаться электрический аппарат или проводник при различных режимах их работы в электроустановках. Расчётные условия - это фактические требования энергосистем и электроустановок к параметрам электрооборудования конкретной электрической цепи [5].
Различают четыре режима работы электроустановок и их элементов: нормальный, аварийный, послеаварийный и ремонтный. Аварийный режим является кратковременным, остальные - продолжительными. Различные аварийные режимы по продолжительности составляют обычно доли процента продолжительности рабочих режимов, но их условия могут оказаться крайне опасными для электрооборудования. Поэтому электрооборудование выбирается по расчётным условиям продолжительных рабочих режимов и обязательно проверяется по расчётным условиям аварийных режимов.
7.1 Расчёт максимальных рабочих токов
Расчёт максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции производиться в соответствии с [4]. Электрические аппараты выбирают по условиям длительного режима работы сравнением рабочего напряжения и наибольшего рабочего тока присоединения, где предполагается установить данный аппарат, с его номинальным напряжением и током.
При выборе учитывается необходимое исполнение аппарата (для наружной и внутренней установки). Выбранные аппараты проверяют по условию короткого замыкания.
- Для питающих вводов подстанции
(7.1)
где КТР - коэффициент, учитывающий транзит энергии через шины подстанции; КТР = ; п - число трансформаторов, подключенных к сборным шинам; п = 2; SHT - номинальная мощность трансформатора, кВА; UCT - напряжение ступени, кВ.
- Для вводов силовых трансформаторов и для вывода кабеля собственных нужд
(7.2)
где Кп - коэффициент перегрузки трансформаторов; Кп = 1,4.
- Для сборных шин переменного тока
(7.3)
где КРН - коэффициент распределения нагрузки по сборным шинам;
КРН = .
- Для фидеров районной нагрузки
(7.4)
где SНАГР. - наибольшая мощность потребителей, присоединённых к линиям, кВА.
Расчёт рабочих максимальных токов сведён в таблицу 7.1.
Таблица 7.1- Расчёт максимальных рабочих токов
|
Наименование присоединения |
Расчётная формула |
Расчёт |
Максимальный рабочий ток, А |
|
|
Питающий ввод подстанции |
196,82 |
|||
|
Ввод силового трансформатора |
91,85 |
|||
|
Сборные шины 220 кВ |
45,9 |
|||
|
Сборные шины 35 кВ |
288,7 |
|||
|
Сборные шины 10 кВ |
1010,4 |
|||
|
Фидера районной нагрузки 35 кВ |
46,19 |
|||
|
Фидера районной нагрузки 10 кВ |
129,32 |
|||
|
Ввод ТСН |
50,92 |
|||
|
Вывод кабеля СН |
1340,06 |
7.2 Выбор и проверка выключателей
При реконструкции подстанции ''Джамку'' 220/35/10 кВ предлагается заменить в ОРУ-220 кВ масляные выключатели серии У-220 на элегазовые выключатели серии ВГТ-220; в ЗРУ-10 кВ - маломасляные выключатели серии ВМПЭ-10 - на вакуумные серии ВВТЭ-10; в ОРУ-35 кВ - масленые выключатели серии С-35 на элегазовые выключатели серии ВГБЭ-35.
В соответствии с [5] при выборе выключателей необходимо учесть 12 различных параметров, но так как заводами-изготовителями гарантируется определённая зависимость параметров, например
Допустимо производить выбор выключателей по важнейшим параметрам:
- по напряжению установки
(7.5)
где UУСТ - напряжение установки, кВ; UHOM - номинальное напряжение выключателя, кВ.
- по длительному току
(7.6)
где IP.max - максимальный рабочий ток присоединения, А; IНОМ - номинальный ток выключателя, А.
- по отключающей способности.
В первую очередь производиться проверка на симметричный ток отключения по условию
(7.7)
где - действующее значение периодической составляющей трёхфазного тока короткого замыкания в цепи в момент начала расхождения дугогасительных контактов выключателя, кА; IОТКЛ.НОМ - номинальный ток отключения выключателя, кА.
Затем проверяется возможность отключения апериодической составляющей трёхфазного тока короткого замыкания
(7.8)
где - расчётное значение апериодической составляющей трёхфазного тока короткого замыкания в цепи в момент , кА; ia.НОМ - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени , кА;
Расчётное значение апериодической составляющей тока короткого замыкания в цепи в момент времени определяется по формуле из [3]
(7.9)
где Та - постоянная времени цепи короткого замыкания, сек; - наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения дугогасительных контактов, сек.
Наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения дугогасительных контактов определяется по выражению из [6]
(7.10)
где t3.min - минимальное время действия защиты сек; tСВ - собственное время отключения выключателя с приводом по каталогу, сек.
Номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе определяется по формуле
(7.11)
где - нормированное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, % (определяется по каталогам).
На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току короткого замыкания
(7.12)
(7.13)
где IП.О - начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя, кА; IПР.С - действующее значение предельного сквозного тока короткого замыкания, кА; IПР.С - амплитудное значение предельного сквозного тока короткого замыкания, кА.
На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу
(7.14)
где ВК - тепловой импульс по расчёту, кА2сек; IТ - предельный ток термической стойкости, кА; tT - длительность протекания тока термической стойкости, сек.
Тепловой импульс определяется по формуле
(7.15)
где tОТКЛ - действительное время отключения короткого замыкания, сек.
Полное время отключения определяется по выражению
(7.16)
где tР.З - время действия основной релейной защиты данной цепи, сек; tСР - собственное время срабатывания защиты, сек; tСР = 0,1 сек.
При выборе выключателей исходим из наибольших максимальных рабочих токов для распределительного устройства.
Выбор выключателей производится по справочным данным [5,7,8]. Данные по выбору выключателей сведён в таблицу 7.2.
Пример расчёта.
К установке в ОРУ-220 кВ принимается маломасляный выключатель серии ВГТ-220II-40/2500-ХЛ1. Согласно [5,8] его параметры необходимые для расчёта:
UНОМ = 220 кВ;
IHOM = 2500 A;
IОТКЛ.НОМ=40 кА;
%
Расчётное значение апериодической составляющей тока короткого замыкания
кА.
Номинальное допускаемое значение апериодической составляющей тока короткого замыкания
кА.
Тепловой импульс
кА2с.
Таблица 7.2 - выбор и проверка выключателей.
|
Наименование присоединения |
Тип выключателя Тип привода |
UH UУСТ кВ |
IH IP.max А |
IОТК.Н IП. кА |
Ia.H IР.max кА |
IПР.С IП.О кА |
iПР.С iУ кА |
ItT BK кА2с |
|
|
РУ-220 Ввод силового трансформатора |
ВГТ-220-40/2500- ХЛ1 ППрК |
220 220 |
2500 91,8 |
40 1,8 |
22,6 1,0 |
40 1,8 |
102 4,5 |
4800 6 |
|
|
РУ-220 Секционный |
ВГТ-220-40/2500 ППрК |
220 220 |
2500 196 |
40 1,8 |
22,6 1,0 |
40 1,8 |
102 4,5 |
4800 6 |
|
|
РУ-35 кВ Ввод силового трансформатора и секционный |
ВГБЭ-35-12.5/630- ХУ1 ППрК |
35 35 |
630 289 |
12,5 3,8 |
6,4 1,1 |
12,5 3,8 |
97 9,8 |
469 19 |
|
|
РУ-35 кВ Ввод реактора |
ВГБЭ-35-12.5/630- ХУ1 ППрК |
35 35 |
630 289 |
12,5 3,8 |
6,4 1,1 |
12,5 3,8 |
97 9,8 |
469 12 |
|
|
РУ-35 кВ Фидера районной нагрузки |
ВГБЭ-35-12.5/630- ХУ1 ППрК |
35 35 |
630 46 |
12,5 3,8 |
6,4 1,1 |
12,5 3,8 |
97 9,8 |
469 10 |
|
|
РУ-10 кВ Ввод силового трансформатора и секционный |
ВВТЭ-10/1600 Встроенный |
10 10 |
1600 1011 |
20 9,7 |
14,1 6,1 |
20 9,7 |
52 24 |
1200 128 |
|
|
РУ-10 кВ Ввод ТСН |
ВВТЭ-10/630 Встроенный |
10 10 |
630 51 |
10 9,7 |
8,5 4,9 |
10 9,7 |
25 24 |
300 57 |
7.3 Выбор и проверка разъединителей
Основное назначение разъединителя - создавать видимый разрыв и изолировать части системы, электроустановки, отдельные аппараты от смежных частей, находящихся под напряжением, для безопасного ремонта.
На подстанции ''Джамку'' используются трёхполюсные разъединители РНДЗ-1,2- 220/1000 горизонтально-поворотного типа. Разъединители снабжены ножами для заземления - одним и двумя.
В данном разделе диплома производится проверка установленных разъединителей в ОРУ-220, 35 кВ и выбор разъединителей для установки в цепи трансформаторов напряжения в ОРУ-220 кВ.
Выбор и проверка разъединителей производится по номинальным параметрам. Отключающую способность разъединителей заводы-изготовители не указывают, поскольку она зависит от многих условий, в частности от расстояния между полюсами и до заземлённых частей.
Выбор и проверка о...
Подобные документы
Существующее состояние подстанции и факторы, определяющие необходимость расширения и реконструкции подстанции. Экономическое обоснование реконструкции подстанции 110/35/6 кВ путем замены трансформатора. Расчет регулирование напряжения на подстанции.
дипломная работа [4,1 M], добавлен 25.09.2012Выбор схемы собственных нужд подстанции. Расчет мощности трансформаторов Т-1 и Т-2 с учетом коэффициента перегрузки. Расчет токов короткого замыкания, заземляющего устройства. Определение основных показателей производственной мощности подстанции.
дипломная работа [312,0 K], добавлен 03.09.2010Обоснование срока замены трансформаторов, выбор и обоснование схемы подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Релейная защита и автоматика трансформаторов. Обоснование режима нейтрали. Определение капитальных вложений и себестоимости электроэнергии.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 03.12.2014Трансформатор собственных нужд тяговой подстанции. Устройства релейной защиты и автоматики трансформатора собственных нужд. Расчет срока окупаемости проекта модернизации низковольтного оборудования тяговой подстанции. Расчет численности персонала.
дипломная работа [3,1 M], добавлен 18.11.2014Реконструкция подстанции "Сенная 110/35/10 кВ", расчёт основных технико-экономических показателей подстанции, выбор числа и мощности трансформаторов, главной схемы электрических соединений и электрооборудования. Экономическое обоснование проекта.
дипломная работа [241,2 K], добавлен 27.09.2012Выбор главной электрической схемы и оборудования подстанции. Определение количества и мощности силовых трансформаторов и трансформаторов собственных нужд. Расчет токов короткого замыкания. Подбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих частей.
курсовая работа [2,1 M], добавлен 24.10.2012Выбор автотрансформаторов, сборных шин, измерительных трансформаторов напряжения и тока, распределительных устройств, выключателей для подстанции. Расчет токов короткого замыкания и заземляющего устройства. Схемы питания потребителей собственных нужд.
курсовая работа [1,8 M], добавлен 24.02.2013Выбор схемы соединения основного оборудования подстанции, определение потоков мощностей. Выбор числа и мощности трансформаторов. Разработка структурной и главной схем питания собственных нужд. Расчет токов в утяжеленном режиме и токов короткого замыкания.
курсовая работа [605,1 K], добавлен 11.02.2015Экономико-географическая характеристика республики Тыва. Краткая характеристика Тывинской энергосистемы. Реконструкция подстанции "Городская", связанная с увеличением мощности подстанции. Расчет релейной защиты трансформаторов. Анализ режимов системы.
дипломная работа [2,0 M], добавлен 17.05.2011Обоснование целесообразности реконструкции подстанции. Выбор мощности трансформаторов трансформаторной подстанции. Расчет токов короткого замыкания и выбор основного оборудования подстанции. Расчетные условия для выбора электрических аппаратов.
дипломная работа [282,5 K], добавлен 12.11.2012Проект реконструкции подстанции "Рождественское", предназначенной для снабжения электроэнергией сельских потребителей. Построение графиков нагрузок по режимным дням и выбор мощности трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Экологичность проекта.
дипломная работа [187,0 K], добавлен 29.04.2010Проектирование понизительной подстанции 35/10 кВ "Полигон ГЭТ". Расчет нагрузки, выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Проверка электрических аппаратов и токоведущих частей на подстанции. Техническое экономическое обоснование проекта.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 21.03.2012Номенклатура собственных нужд подстанций. Мероприятия по энергосбережению. Процедура замены высоковольтных масляных выключателей на элегазовые. Технические характеристики и преимущества использования вакуумных выключателей с электромагнитными приводами.
реферат [57,8 K], добавлен 09.05.2014Построение графиков нагрузок районной подстанции. Расчет допустимых систематических и аварийных перегрузок силовых трансформаторов. Монтаж заземляющего устройства. Расчет токов короткого замыкания. Зануление оборудования собственных нужд на подстанции.
дипломная работа [1,6 M], добавлен 15.02.2017Выбор электрических схем распределительных устройств всех напряжений. Выбор схемы питания собственных нужд подстанции. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов: выключателей, разъединителей. Выбор шин и ошиновок на подстанции.
курсовая работа [1,8 M], добавлен 15.10.2012Выбор числа, мощности и типа трансформаторов, аппаратов и проводников по условиям рабочего тока. Приемники электроэнергии и питание потребителей собственных нужд подстанции. Перечень электроустановок, металлические части которых подлежат заземлению.
контрольная работа [85,8 K], добавлен 22.07.2014Выдача потока энергии, вырабатываемой на электростанции. Схема выдачи мощности. Определение годовых потерь активной электроэнергии в блочных трансформаторах и автотрансформаторах связи. Выбор рабочих и резервных трансформаторов собственных нужд.
реферат [1,1 M], добавлен 04.07.2011Выбор электрической аппаратуры, токоведущих частей и изоляторов, измерительных трансформаторов, оперативного тока. Расчет собственных нужд подстанции, токов короткого замыкания, установок релейной защиты. Автоматизированные системы управления процессами.
дипломная работа [1,4 M], добавлен 11.01.2016Расчет максимальных значений активной и реактивной нагрузок, токов короткого замыкания, заземлений и грозозащиты, собственных нужд подстанции. Выбор числа и мощности трансформаторов, основного оборудования и токоведущих частей распределительных устройств.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 02.04.2015Расчет мощности основных механизмов инструментального участка РМБ. Определение электрической нагрузки, мощности и числа трансформаторов подстанции. Выбор кабелей и проверка их на термическую устойчивость. Оценка экономической значимости реконструкции.
дипломная работа [937,0 K], добавлен 23.02.2016
