Строительство электрической подстанции "Южная"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Электрические нагрузки и существующая сеть 110 кВ в районе размещения ПС 110 кВ «Южная»

1.1 Электрические нагрузки потребителей ПС110кВ «Южная»

1.2 Существующая сеть электроснабжения потребителей в районе размещения ПС 110 кВ «Южная»

2. Технические решения по строительству ПС 110 кВ «Южная» и питающих ВЛ 110 кВ

2.1 Варианты схемы внешнего электроснабжения

2.1 Выбор силовых трансформаторов

2.2 Выбор схемы подстанции

2.3 Технические решения по строительству ВЛ 110 кВ

2.4 Выбор сечения проводов

3. Расчет токов короткого замыкания

3.1 Выбор и составление расчётной схемы электрической сети и схемы замещения

3.2 Расчет параметров элементов схемы замещения

3.3 Определение токов при симметричном трёхфазном КЗ

4. Выбор высоковольтной аппаратуры

4.1 Выбор трансформаторов собственных нужд подстанции

4.2 Выбор ячеек РУ - 110 и РУ - 10

4.3 Выбор выключателей

4.4 Выбор разъединителей

4.5 Выбор ограничителей перенапряжений

4.6 Выбор шин

4.7 Выбор изоляторов

4.8 Выбор измерительных трансформаторов тока

4.9 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

5. Релейная защита и автоматика

5.1 Источники оперативного тока

5.2 Защита и автоматика трансформаторов 25 МВА

5.3 Защита и автоматика секционных выключателей 10 кВ

5.4 Защита трансформаторов собственных нужд и трансформаторов дугогасящих катушек

5.5 Защита и автоматика линий 10 кВ

5.5.1 Максимальная токовая защита

5.5.2 Максимальная токовая отсечка

5.5.3 Автоматическое повторное включение

5.5.4 Защита от замыканий на землю

5.5.5 Автоматическая частотная разгрузка

6. Учет электроэнергии

7. Технико-экономическое обоснование проекта ПС 110 кВ «Южная»

7.1 Технико-экономическое сравнение схем подстанции 110 кВ «Южная»

7.2 Определение показателей экономической эффективности капиталовложений для выбранного варианта

8. Безопасность и экологичность проекта

8.1 Охрана труда и техника безопасности

8.2 Расчет заземляющего устройства

8.3 Расчет молниезащитного устройства

8.4 Оценка экологичности проекта

Заключение

Список использованных источников

трансформатор сеть электрический подстанция

Введение

1.Обоснование необходимости строительства ПС 110/10кВ «Южная» в подгорной части города Тобольска.

Необходимость строительства ПС «Южная» с расположением площадки в подгорной части города Тобольска вблизи от центра нагрузок диктуется следующими обстоятельствами:

* низкой надежностью электроснабжения потребителей подгорной части города, зоны исторической застройки;

* высокими потерями электрической энергии в распределительных сетях 10кВ из-за удаленности от центра питания (ведомственной ПС 35/6кВ «Фанерокомбинат»);

* низкими уровнями напряжения на выводах электроприемников потребителей.

* плохим техническим состоянием оборудования ПС 35/6кВ «Фанерокомбинат» и ПС 6/10кВ «Связи» (построена по временной схеме с одним трансформатором и одной секцией шин 10кВ);

* необходимостью разгрузки оборудования ПС 35/10кВ «Городская» и ПС 110/35/10кВ «Тобольская»;

* отсутствием возможности резервного электроснабжения потребителей подгорной части города Тобольска;

* отсутствием возможности резервного электроснабжения потребителей, запитанных с шин ПС 35/10кВ «Городская», от других источников по сети 10кВ;

* повышение конкурентоспособности Тобольских электрических сетей и ОАО «Тобольские межрайонные электрические сети» на рынке сбыта электроэнергии.

1. Электрические нагрузки и существующая сеть 110 кВ в районе размещения ПС 110 кВ «Южная»

1.1 Электрические нагрузки потребителей ПС 110 кВ «Южная»

Электрические нагрузки являются исходными данными для решения сложного комплекса технических и экономических задач. Определение электрических нагрузок составляет первый этап проектирования любой системы электроснабжения и производится с целью выбора и проверки токоведущих элементов (шин, кабелей, проводов), силовых трансформаторов и преобразователей по пропускной способности (нагреву) и экономическим параметрам, расчёта потерь, отклонений и колебаний напряжения, выбора компенсирующих установок, защитных устройств и т.д. От правильной оценки ожидаемых электрических нагрузок зависит рациональность выбора схемы и всех элементов системы электроснабжения и её технико-экономические показатели [1].

Электрические нагрузки по данным «Схемы развития электрических сетей 10 кВ г. Тобольска» на расчетный срок на шинах 10 кВ составят: активная мощность Рр =19,5 МВт, полная мощность Sp = 32 МВА.

Ожидаемые нагрузки для выбора мощности трансформаторов ПС «Южная» составляют:

перевод фактической нагрузки 6,9МВт

перспектива развития:

система водопонижения подгорной части г. Тобольска 3,6МВт

система теплоснабжения подгорной части г. Тобольска 0,7МВт

восстановление объектов Тобольско-Тюменской Епархии 0,9МВт

возрождение жилого строительства 0,4МВт

резервирование нагрузки ПС Городская 7,0МВт

Итого с учётом резервирования: 19,5МВт

1.2 Существующая сеть электроснабжения потребителей в районе размещения ПС 110 кВ «Южная»

Площадка проектируемой подстанции расположена в городе Тобольске, переулок 3-й Менделеевский. Генеральный план разработан с учетом решений, обеспечивающих максимальную плотность застройки в целях наибольшего сохранения прилегающих построек.

Вертикальная планировка обеспечивает отвод поверхностных вод с площадки подстанции.

На территории подстанции запроектирована внутриплощадочная дорога шириной 4,0м с покрытием из плит, обеспечивающая подъезд автотранспорта, ремонтной техники к трансформаторам, модульному зданию, маслосборнику.

Территория подстанции благоустраивается, свободная от сооружений территория засеивается многолетними травами. Проектом предусмотрено сооружение подъездной автомобильной дороги протяженностью 100.0 м с покрытием из плит.

Генеральный план приведён на чертеже Э 3185- 31 - ГП, л.2.

Город Тобольск получает питание от Тюменской энергосистемы. Основными опорными центрами питания города являются ПС 500/110 кВ «Иртыш» и «Волгинская».

Электроснабжение городских потребителей в 2006 г. осуществляется от двух существующих ПС 110 кВ «Тобольская», «Волгинская» и двух ПС 35 кВ «Городская» и «Фанерокомбинат». В соответствии со «Схемой развития электрических сетей 35 кВ и выше г. Тобольска» должны быть построены в дополнение к уже существующим еще несколько ПС 110 кВ таких как «Южная», «Вузгородок»; подстанции 35 кВ «Городская» и «Фанерокомбинат» будет демонтирована.

Питание ПС 110/10 кВ Южная предусматривается от 500/220/110/10 кВ Иртыш (I цепь) и отпайкой от ВЛ 110/10 Тобольская - Волгинская (II цепь). Проектируемые ответвления от существующих ВЛ присоединяются в собственные ячейки 110 кВ с выключателями на подстанции, сооружение которых предусматривается в составе настоящего проекта.

2. Технические решения по строительству ПС 110 кВ «Южная» и питающих ВЛ 110 кВ

2.1 Варианты схемы внешнего электроснабжения

Подключение ПС «Южная» к сети 110 кВ в продление действующей ВЛ-1 10кВ Тобольская-Волгинская 1-ая и 2-ая цепи с сооружением двух цепей ВЛ-110кВ длиной около 10км на железобетонных опорах с перезаводом питания 1-ой цепи по одному из рассматриваемых вариантов.

Вариант №1. Путем строительства захода на ПС 500/220/110/10кВ «Иртыш» длиной около 4,3км в одноцепном исполнении на железобетонных опорах с подключением в рассечку ВЛ-110кВ Тобольская-Волгинская (1 -ая цепь). Требуется установка ячейки 110кВ с элегазовым выключателем на ПС «Иртыш».

Вариант №2. Путем строительства ответвления от ВЛ-110кВ Иртыш Тобольская (3Цепь) длиной около 0,2км в одноцепном исполнении с подключением в рассечку ВЛ-110кВ Тобольская-Волгинская(1 цепь).

Вариант требует серьезной проработки в части релейной защиты, возможны значительные ограничения по условиям работы устройств РЗА.

2.2 Выбор силовых трансформаторов

В соответствии с приведенными нагрузками потребителей, учитывая требования к надежности электроснабжения потребителей I, II и III категорий и к качеству электроэнергии, а также ввиду невозможности дальнейшего расширения и реконструкции проектируемой подстанции в дальнейшем из-за городской застройки, на подстанции устанавливаются два трансформатора напряжением 110 / 10 кВ.

Номинальная мощность трансформаторов выбирается по расчетной максимальной мощности потребителей. При двухтрансформаторной подстанции мощность каждого из трансформаторов выбирается из условия:

(2.1)

где Sном т - номинальная мощность трансформатора, МВА;

Sр - расчётная нагрузка подстанции (полная максимальная нагрузка подстанции), МВА.

При таком выборе в аварийном режиме оставшийся в работе один трансформатор должен обеспечить нормальное электроснабжение всех потребителей I и II категорий надежности, перегружаясь при этом не более чем на 40 %. Следовательно:

Для двухтрансформаторных подстанций рекомендуется выбирать однотипные трансформаторы. Принимаем к установке трансформаторы номинальной мощностью 16 МВА типа ТДН - 16000 /110. Регулирование на подстанции предусмотрено с помощью РПН на ВН в пределах 9 на 1,78. Устройство регулирования должно обеспечивать поддержание напряжение на шинах 6 кВ подстанции в пределах не ниже 105% номинального, в период больших нагрузок 100% номинального в период наименьших нагрузок.

Силовые трансформаторы проверяются по коэффициенту загрузки. В нормальном режиме коэффициент загрузки определяется по формуле:

(2.2)

где п - количество трансформаторов.

Следовательно, коэффициент загрузки в нормальном режиме по (2.2):

Загрузка трансформаторов в нормальном режиме составит 62% от номинальной.

В послеаварийном режиме коэффициент загрузки определяется по формуле:

(2.3)

По (2.3) коэффициент загрузки в послеаварийном режиме:

Т.е. при отключении одного трансформатора оставшийся в работе покрывает 100 % нагрузки, при этом его загрузка возрастает до 124% от номинальной. Такая перегрузка допустима для трансформаторов в течение 6 часов в сутки сроком не более чем на 5 суток. Считают, что этого времени достаточно для устранения аварии, ремонта или замены поврежденного элемента.

Окончательно выбираем к установке силовые трансформаторы типа ТДН - 16000/110 У 1 напряжением 110/10 кВ. Замена трансформаторов в перспективе на более мощные не предусматривается.

Параметры трансформатора приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1

Параметры трансформатора

Параметр трансформатора	Значение параметра
Тип трансформатора	ТДН-16000/110
Номинальная мощность трансформаторов Sном т, МВА	16
Номинальное напряжение обмотки ВН Uв н, кВ	115
Номинальное напряжение обмотки НН1 Uн н1, кВ	10,5
Номинальное напряжение обмотки НН2 Uн н2, кВ	10,5
Потери холостого хода ДР0, кВт	19
Потери короткого замыкания ДРк, кВт	89,59
Напряжение короткого замыкания Uк, %	10,22
Ток холостого хода I0, %	0,48

2.3 Выбор схемы подстанции

Потребители, получающие питание от ПС 100 кВ «Южная» относятся к I, II и III категориям по надежности электроснабжения. Это, в соответствии с ПУЭ предъявляет к системе электроснабжения следующие требования:

электроснабжение осуществляется от двух независимых взаимно резервируемых источников питания;

питание потребителей должно производиться от двухтрансформаторной подстанции;

перерыв в электроснабжении потребителей при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

К установки принята комплектная трансформаторная блочная подстанция типа КТПБ - 110 - 4Н - 1/10 - 2 на 16000 - 63 - А - 2 - 85 У1 изготовленное ОАО «Самарским заводом Электрощит».

ОРУ 110 кВ предусмотрено по схеме 110 - 4Н с элегазовыми выключателями 1ТВ - 14501/В с приводом В1К - 222, разъединителями 8СР 123п с приводами на 31-80 на главных и замещающих ножах, трансформаторами напряжения СРВ - 123, трансформаторами тока ТС - 145 и ограничителями напряжения ЕХМ.

На стороне 10 кВ предусмотрено комплектное распределительное устройство внутренней установки, состоящее из шкафов типа К - 63 УЗ в количестве 26 шт., в том числе 18 отходящих линий. Шкафы приняты с вакуумными выключателями типа ВВ/ТЕ 0 - 20/630 (100, 1600) УХЛ1.

Шкафы К - 63 УЗ размещаются в модульном здании, состоящие из 9 транспортных блоков климатического исполнения УХЛ1. В пределах каждого транспортного блока полностью осуществлен монтаж оборудования ( шкафов КРУ, шинных перемычек, шинопроводов, панелей, лотков).

Питание собственных нужд подстанции предусмотрено от трансформаторов ТМ - 110/10 У1, напряжением 10/0.4 кВ, установленных в шкафах типа К - 59 УХЛ1 (ТСН №1рабочий, ТСН №2 резервный). Трансформаторы подключены до ввода 10 кВ.

Оперативный ток на подстанции постоянный, напряжением 220В.

Источником постоянного тока является аппарат управлением оперативным током со шкафом аккумуляторным типа АУОТ-16/20-110/220-УХЛ?, установленном в модульном здании.

Согласно проведенным расчетом, оборудование подстанции устойчиво к действию токов короткого замыкания.

Для предотвращения ошибочных действий при оперативном переключение предусматривается электромагнитная и механические блокировки заводской поставки.

Защита оборудования подстанции от перенапряжений, набегающих с линий, выполняются с помощью ограничителей перенапряжения, присоединяемых к шинам 110 и 10 кВ.

2.4 Технические решения по строительству ВЛ 110 кВ

Проектируемую ПС «Южная» запитать в продление ВЛ-110 кВ Тобольская-Волгинская 1-ая и 2-ая цепи с сооружением двух цепей ВЛ-110 кВ длиной около 10км.

Выполнить разрыв цепи ВЛ-10 кВ Тобольская-Волгинская в районе опоры №17 и выполнить заход на ПС 500/220/1 10/1О кВ «Иртыш» длиной около 4.3км. предназначаются для присоединения к энергосистеме ПС 110/10 кВ «Южная».

В соответствии с ПУЭ, по условиям обеспечения требуемой надежности электроснабжения потребителей, проектируемые ответвления должны быть выполнены на одноцепных опорах. Проектируемые одноцепные ответвления от существующих ВЛ 110 кВ присоединяются в собственные ячейки 110 кВ с выключателями на ПС 110/10 кВ «Южная», сооружение которых предусматривается в составе настоящего проекта.

Начальной точкой трасс проектируемых ВЛ 110 кВ являются места их примыкания к ВЛ 110 кВ Тобольская-Волгинская 1-ая и 2-ая, конечной точкой - приемные устройства на ПС 110/10 кВ «Южная». Специальных мероприятий по защите от электромагнитных помех не требуется.

Выбор сечения проводов

Сечение проводов и кабелей выбирают по техническим и экономическим соображениям. Выбор сечения по нагреву производят по расчетному току. За расчётные токи (I_р) принимаются значения, определяемые по формуле:

(2.4)

Выбор сечения проводов воздушных линий напряжением 110 кВ по экономической плотности тока производится следующим образом. Экономически целесообразное сечение (F_эк):

(2.5)

где j_эк - нормированное значение экономической плотности тока, для заданных условий работы.

Затем необходимо выполнить проверку по допустимой токовой нагрузке по нагреву:

(2.6)

где I_доп - допустимый длительный ток для проводов по ПУЭ.

В соответствии с формулами (2.4 - 2.6) находится сечение проводов ответвлений от ВЛ 110 кВ Тобольская-Волгинская 1-ая и 2-ая:

Число часов использования максимального перетока мощности по ВЛ составит 5500 часов. При этом экономическая плотность тока по ПУЭ составит j_эк =1 А/мм².

(на две цепи)

Ближайшее нормируемое сечение для одного провода ВЛмм².

Ввиду прохождения проектируемых ответвлений ВЛ 110 кВ по территории городской застройки, учитывая возможность в дальнейшем присоединения новых потребителей, а также в соответствии с рекомендациями по проектированию городских электрических сетей для проектируемых ответвлений от ВЛ 110 кВ принимается провод АС - 150 / 24. Данное сечение достаточно по условиям короны.

Проверяем выбранное сечение по допустимой токовой нагрузке по нагреву:

163 < 450 А.

Защита линии от прямых ударов молнии осуществляется подвеской одного грозозащитного троса - провода АЖС 70 - 39 по всей длине ВЛ. Сечение троса удовлетворяет условиям термической стойкости при однофазных коротких замыканиях.

3. Расчет токов короткого замыкания

Коротким замыканием (КЗ) является всякое не предусмотренное нормальными условиями работы соединение двух точек электрической цепи (непосредственно или через пренебрежительно малое сопротивление). Причинами КЗ являются механические повреждения изоляции, её пробой из-за перенапряжения и старения, обрывы, набросы и схлёстывания проводов воздушных линий (ВЛ), ошибочные действия персонала и тому подобное. В следствии КЗ в цепях возникают опасные для элементов сети токи, которые могут вывести их из строя. Поэтому для обеспечения надёжной работы электрооборудования, устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), электрической сети в целом производится расчёт токов КЗ.

В трёхфазных сетях и устройствах различают трёхфазные (симметричные), двухфазные и однофазные (не симметричные) КЗ. Могут иметь место также двухфазные КЗ на землю, КЗ с одновременным обрывом фаз. Наиболее частыми являются однофазные КЗ на землю (до 65% от общего числа КЗ), значительно реже случаются двухфазные КЗ на землю (до 20% от общего количества КЗ), двухфазные КЗ (до 10% от общего количества КЗ) и трёхфазные КЗ (до 5% от общего количества КЗ) [2].

При расчетах токов КЗ для облегчения вычисления принимаются следующие допущения:

все источники, участвующие в питании рассматриваемой точки КЗ, работают одновременно и с номинальной нагрузкой;

ЭДС все источников считаются совпадающими по фазе;

напряжение источников питания при коротком замыкании остаются неизменными;

расчетное напряжение каждой ступени схемы электроснабжения принимается на 5 % выше номинального значения;

короткое замыкание наступает в тот момент времени, при котором ударный ток КЗ будет иметь наибольшее значение;

сопротивление места КЗ считается равным нулю;

не учитываются емкости, а, следовательно, и емкостные токи в воздушных и кабельных сетях;

не учитываются токи намагничивания трансформаторов;

не учитываются активные сопротивления элементов цепи, если их суммарное сопротивление до точки КЗ не превышают 1 / 3 суммарного индуктивного сопротивления [1].

3.1 Выбор и составление расчётной схемы электрической сети и схемы замещения

Расчётная схема является изображением первичной схемы сети в однолинейном исполнении, на которой указывают паспортные данные всех входящих в неё элементов, имеющих электрическое сопротивление - генераторов, трансформаторов, ЛЭП, реакторов, электродвигателей.

На основании электрической схемы Тобольских электрических сетей составляется расчётная схема электрической сети (рис. 3.1.).

Рисунок 3.1 Принципиальна расчетная схема электрической сети

Источниками для питания подстанции 110/10 кВ «Южная» являются шины высокого напряжения подстанции «Тобольская» 110/35/10 кВ. Электроэнергия от источников питания к подстанции передаётся по двум одноцепным воздушным линиям электропередачи. На подстанции установлены два трансформатора ТДН - 16000 /110.

На основании расчётной схемы составляется схема замещения, в которой все перечисленные элементы заменяются своими электрическими сопротивлениями. Общая схема замещения приведена на рисунке 1.3.

Места расположения точек КЗ выбираются таким образом, чтобы проверяемое электрооборудование в момент КЗ находилось в наиболее неблагоприятных условиях. Следовательно, точки КЗ располагаются на шинах 110 и 10 кВ.

Рисунок 3.2 Схема замещения

На схеме замещения приняты следующие обозначения: Х_С1, Х_С2 - реактивные сопротивления системы; R_Л1, R_Л2 - активные сопротивления ВЛ; Х_Л1, Х_Л2 - индуктивные сопротивления ВЛ; R_{TP B}, R_{TP H} - активные сопротивления трансформатора высокой, низкой обмотки; Х_{ТР В}, Х_{ТР Н} - реактивное сопротивление трансформатора высокой, низкой обмотки.

3.2 Расчет параметров элементов схемы замещения

Параметры, входящие в расчётную схему элементов, в справочной литературе указывают в различных единицах, отнесённых к номинальным условиям работы. Расчёт сопротивлений элементов схемы замещения производится в именованных единицах.

Сопротивление системы определяется исходя из заданных токов короткого замыкания системы в минимальном и максимальном режимах работы электрической сети. При заданном токе КЗ системы I?_кс сопротивление системы определяется по формуле:

(3.1)

По данной формуле ниже произведен расчет сопротивлений системы со стороны линии «Тобольская - Волгинская-1»:

Аналогично рассчитываются сопротивления системы со стороны линии «Тобольская - Волгинская-1». Результаты расчёта сопротивлений Системы представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Сопротивления системы в максимальном и минимальном режимах работы системы

Режим работы	Хс1, Ом	Хс2, Ом
Максимальный режим работы системы	3,422	3,689
Минимальный режим работы системы	11,066	11,253

Электроэнергия поступает от источников питания к подстанции по двум одноцепным ответвлениям от ВЛ: «Тобольская - Волгинская-1»» и «Тобольская - Волгинская-2».

Исходные параметры ВЛ представлены в таблице 3.2. Удельные сопротивления взяты из характеристик существующих ВЛ.

Таблица 3.2

Исходные параметры ответвлений от ВЛ

Название линии	Марка провода	Протяжённость ВЛ, км	Удельные сопротивления, Ом/км
			r0	х0
«Тобольская - Волгинская-1»	АС-150	0,17	0,21	0,458
«Тобольская - Волгинская-2»	АС-150	0,18	0,21	0,458

Сопротивление ВЛ рассчитываются по следующим формулам:

(3.2)

где R_л - активное сопротивление ВЛ, Ом;

r₀ - удельное активное сопротивление ВЛ, Ом/км;

l - длина участка ВЛ, км;

(3.3)

где Х_л - реактивное сопротивление ВЛ, Ом;

х₀ - удельное реактивное сопротивление ВЛ, Ом/км;

По вышеприведённым формулам производится расчёт активных и реактивных сопротивлений ответвления от ВЛ «Тобольская - Волгинская-1»:

R_л1 = 0,21 * 0,17 = 0,036 Ом

Х_л1 = 0,458 * 0,17 = 0,078 Ом

Аналогично рассчитываются параметры ответвления от второй ВЛ «Тобольская - Волгинская-2». Результаты расчёта сопротивлений ВЛ представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3

Расчётные параметры ВЛ

Название линии	Rлi, Ом	Хлi, Ом
«Тобольская - Волгинская-1»	0,036	0,078
«Тобольская - Волгинская-2»	0,038	0,082

Преобразование электроэнергии напряжением 110 кВ в электроэнергию напряжения - 10 кВ производится силовыми трансформаторами.

Расчётными параметрами трансформаторов являются реактивные сопротивления обмоток. Известно, что современные трансформаторы распределительных сетей напряжением 35 кВ и выше имеют автоматические регуляторы напряжения (РПН), цель которых поддерживать на шинах низшего напряжения трансформатора номинальное значение напряжения при эксплутационных изменениях значения напряжения на стороне высшего напряжения. Для таких трансформаторов дополнительно необходимо иметь значение диапазона регулирования напряжения соответствующее крайним положениям РПН. Эти данные для трансформатора ТДН - 16000 / 110 равны:

U_{в min} = 96,6 кВ,

U_{в ном} = 115 кВ,

U_{в max} = 126 кВ.

В трансформаторах для нахождения сопротивлений обмоток высокого и низкого напряжения первоначально находятся общие активное (R_общ) и реактивное (Х_общ) сопротивления обмоток:

(3.4)

(3.5)

где S_ном - номинальная мощность трансформатора,

ДР_к - потери трансформатора при коротком замыкании,

U_к - напряжение короткого замыкания, в % от номинального.

После вычисления общего активного и реактивного сопротивления обмоток определяют сопротивления обмоток высокого и низкого напряжения по формулам:

R_в = 0,5 R_общ (3.6)

R_н = R_н1 = R_н2 = R_общ, (3.7)

Х_в = 0,125 Х_общ, (3.8)

Х_н = Х_н1 = Х_н2 = 1,8 Х_общ, (3.9)

Расчёт активных реактивных сопротивлений высокой обмотки трансформатора в номинальном режиме по формулам (3.4) - (3.9) выглядит следующим образом:

R_в = 0,5 * 2,538 = 1,269 Ом,

R_н = 2,538 Ом,

Х_в = 0,125 * 55,545 = 6,943 Ом,

Х_н = 1,8 * 55,545 = 99,981 Ом,

Расчет сопротивлений трансформаторов при минимальном и максимальном регулировании напряжения трансформаторов производится аналогично. Результаты вычислений заносятся в таблицу 3.4. Активные сопротивления трансформаторов гораздо меньше реактивных и поэтому при расчетах токов КЗ не учитываются.

Таблица 3.4

Расчетные параметры трансформаторов

Режим регулирования напряжения трансформатора	Параметры схемы замещения
	Rв, Ом	Хв, Ом	Rн, Ом	Хн, Ом
Uв min = 96,6 кВ	0,895	4,899	1,79	70,547
Uв ном = 115 кВ	1,269	6,943	2,538	99,981
Uв max = 126 кВ	1,523	8,335	3,046	120,023

3.3 Определение токов при симметричном трёхфазном КЗ

Схема замещения для симметричного КЗ представлена на рисунке 3.3.

Преобразование схемы замещения относительно заданных точек КЗ - К1 и К2 - осуществляется по следующим правилам.

При последовательном соединении сопротивлений общее сопротивление определяется как сумма последовательных сопротивлений.

При параллельном соединении сопротивлений общее сопротивление в -1 степени определяется как сумма параллельных сопротивлений, каждое из которых предварительно возведено в -1 степень.

Рисунок 3.3 Схема замещения при симметричном КЗ

Рисунок 3.4 Этапы преобразования схемы замещения: а) - исходная схема; б) - преобразование с исключением последовательных сопротивлений; в) - преобразование с исключением параллельных сопротивлений

Этапы преобразования схемы замещения относительно точки КЗ К1 представлены на рисунке 3.4

Расчёт сопротивлений при преобразовании схемы производится по описанным выше правилам.

Расчёт общего сопротивления последовательных элементов:

Х13 = Х1 + Х3; (3.10)

Х24 = Х2 + Х4; (3.11)

где Х13, Х24 - общее реактивное сопротивление последовательно соединённых элементов;

Х1, Х2, Х3, Х4 - реактивные сопротивления последовательно соединённых элементов.

Расчёт общего сопротивления параллельных элементов:

(3.12)

(3.13)

где Х1234 - общее реактивное сопротивление параллельно соединённых элементов;

R12 - общее активное сопротивление параллельно соединённых элементов;

R1, R2, - активные сопротивления последовательно соединённых элементов;

Ниже приведён расчёт сопротивлений преобразованной схемы замещения относительно точки КЗ К1.

Максимальный режим работы электрической сети, минимальное регулирование трансформатора:

Х13 = 3,422 + 0,078 = 3,5 Ом;

Х24 = 3,689 + 0,082 = 3,771 Ом;

Минимальный режим работы электрической сети, максимальное регулирование трансформатора:

Х13 = 11,066 + 0,078 = 11,144 Ом;

Х24 = 11,253 + 0,082 = 11,335 Ом;

Преобразование схемы замещения относительно точек КЗ - К1 и К2 - представлены на рисунке 3.5.

Рисунок 3.5 Преобразование схемы замещения: а) КЗ в точке К1 (на шинах 110кВ); б) КЗ в точке К2 (на шинах 110 кВ); в) КЗ в точке К3 (на шинах 110 кВ); г) КЗ в точке К4 (на шинах 10 кВ)

Расчёт сопротивлений схем замещения преобразованных относительно точки К2 производится таким же образом, как при КЗ в точке К1. Результат расчёта приведён в таблице 3.5. В этой же таблице приведены значения полного сопротивления элементов сети до точки КЗ - ZУ, которое определяется по формуле:

(3.14)

где RУ - общее активное сопротивление элементов сети;

ХУ - общее реактивное сопротивление элементов сети.

Таблица 3.5

Суммарные сопротивления преобразованных схем замещения

Точка КЗ	Суммарные сопротивления, Ом
	Максимальный режим	Минимальный режим
	RУ	ХУ	ZУ	RУ	ХУ	ZУ
К1	0,018	1,815	1,815	0,018	5,619	5,61
К2	0,036	3,5	3,5	0,036	11,14	11,1
К3	0,038	3,771	3,771	0,038	11,33	11.,3
К4	0,018	39,53	39,53	0,018	69,79	69,7

Периодическая составляющая тока трёхфазного КЗ (Iк3) определяется по следующей формуле:

(3.15)

где U_б - базовое напряжение соответствующего режима работы электрической сети, кВ;

Z_У - полное суммарное сопротивление соответствующего режима работы электрической сети, Ом.

Ударный ток КЗ (I_уд) определяется из следующего выражения:

(3.16)

где К_уд - ударный коэффициент тока КЗ соответствующего режима работы электрической сети.

Ударный коэффициент тока КЗ определяется по формуле:

(3.17)

где Т_а - постоянная времени затухания тока КЗ соответствующего режима работы электрической сети.

Постоянная времени затухания определяется из выражения:

(3.18)

Ниже приведён расчёт токов КЗ в точке К1 с использованием формул (3.15) - (3.18)

Максимальный режим работы электрической сети, минимальное регулирование трансформаторов:

Минимальный режим работы электрической сети, максимальное регулирование трансформаторов:

Аналогично производится расчёт токов КЗ в других точках. Результаты расчёта токов КЗ в точках приведены в таблице 3.6.

Таблица 3.6

Расчёт токов трёхфазного КЗ

Режим КЗ	Напряжение, кВ Uб	Сопротивления, Ом	Та, с	Куд	Iк3, кА	iуд, кА
		RУ	ХУ	ZУ
КЗ в точке К1
Макс.	115	0,018	1,815	1,815	0,321	1,969	36,58	101,86
Мин.	126	0,018	5,619	5,619	0,994	1,99	11,82	36,44
КЗ в точке К2
Макс.	115	0,036	3,5	3,5	0,31	1,968	18,97	52,8
Мин.	115	0,036	11,144	11,144	0,989	1,99	5,96	16,77
КЗ в точке К3
Макс.	115	0,038	3,771	3,771	0,316	1,969	17,61	49,04
Мин.	115	0,038	11,335	11,335	0,95	1,99	5,86	15,99
КЗ в точке К4
Макс.	10,5	0,018	39,536	39,536	6,995	1,998	1,45	4,1
Мин.	10,5	0,018	69,799	69,799	12,349	1,999	1,04	2,94

4. Выбор высоковольтной аппаратуры

К выбираемому высоковольтному оборудованию относятся: высоковольтные выключатели, шины, разъединители, изоляторы, трансформаторы тока и напряжения, ограничители напряжения, трансформаторы собственных нужд, дугогасительные катушки.

Основные условия выбора и проверки высоковольтных электрических аппаратов следующие:

Выбор по номинальному напряжению:

U_с ? U_н; (4.1)

где U_с - напряжение сети, кВ;

U_н - номинальное напряжение аппарата, кВ.

Выбор по номинальному току:

I_раб ? I_н; (4.2)

где I_раб - наибольший ток в сети, А;

I_н - номинальный ток аппарата, А.

Проверка по току отключения:

I_к³ ? I_отк.н, (4.3)

где I_к³ - периодическая составляющая тока трёхфазного КЗ, кА;

I_отк.н - номинальный ток отключения аппарата, кА.

Проверка на электродинамическую стойкость:

i_уд ? I_дин, (4.4)

где i_уд - ударный ток трёхфазного КЗ, кА;

I_дин - ток электродинамической стойкости аппарата, кА.

Проверка на термическую стойкость:

, (4.5)

где В_к - интеграл Джоуля при КЗ, кА²*с;

t_т - допустимое время действия тока термической стойкости, с.

Расчёт интеграла Джоуля при КЗ (теплового импульса тока) можно выполнить следующим образом:

(4.6)

где Вк.п, Вк.а - соответственно периодическая и апериодическая составляющие импульса тока;

Iк3 - действующее значение периодической составляющей тока КЗ, кА;

tоткл - время от начала КЗ до его отключения, с;

tоткл = tз + tвыкл,

tз - время действия релейной защиты, для МТЗ tз = 0,51,0 с, примем tз =1,0 с;

tвыкл - полное время отключения аппарата, с.

4.1 Выбор трансформаторов собственных нужд подстанции

Максимальная нагрузка потребителей собственных нужд подстанции составляет 108,6 кВА.

Выбор мощности трансформаторов собственных нужд производится по формуле (2.1). К установке принимаются два трансформатора 10 / 0,4 кВ мощностью по 100 кВА типа ТМ - 100/10.

Коэффициент загрузки определяется по формуле (2.2) и равен 0,55. Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме определяется по формуле (2.3) и составит 1,01.

Параметры трансформаторов собственных нужд приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Параметры трансформатора собственных нужд

Параметр трансформатора	Значение параметра
Тип трансформатора	ТМ - 100/10
Номинальная мощность, кВА	100
Номинальное напряжение ВН, кВ	10
Номинальное напряжение НН, кВ	0,4
Мощность потерь ХХ, кВт	0,365
Мощность потерь КЗ, кВт	1,97
Напряжение КЗ, %	4,5
Ток холостого хода, %	2,6

Щит собственных нужд размещается в ОПУ, совмещенном со ЗРУ 10 кВ. Схема собственных нужд состоит из двух секций с АВР.

4.2 Выбор ячеек РУ - 110 и РУ - 10

Открытое распределительное устройство 110 кВ и узел установки силовых трансформаторов выполнены в виде комплектной двухтрансформаторной подстанции КТПБ - 110 - 4Н - 1/10 - 2 на 16000 - 63 - А - 2 - 85 У1 Самарского завода «Электрощит» и состоят из отдельных блоков, представляющих собой металлическую конструкцию со смонтированным оборудованием, аппаратурой и внутренними соединениями, устанавливаемыми на сваях.

При напряжении 10 кВ в настоящее время наибольшее распространение получили комплектные распределительные устройства (КРУ) с вакуумными выключателями, благодаря следующим их достоинствам:

высокая износостойкость при коммутации номинальных токов и номинальных токов отключения;

резкое снижение эксплутационных затрат;

полная взрыво и пожаробезопасность и возможность работы в агрессивных средах;

широкий диапазон температур, в котором возможна работа вакуумной дугогасительной камеры;

повышенная устойчивость к ударным и вибрационным нагрузкам вследствие малой массы и компактной конструкции аппарата;

произвольное рабочее положение и малые габариты, что позволяет создавать различные компоновки распределительных устройств (РУ);

бесшумность, чистота, удобство обслуживания, обусловленные малыми выделениями энергии в дуге и отсутствие выброса масла, газов при отключении КЗ;

сокращение времени на монтаж;

отсутствие загрязнений окружающей среды.

К недостаткам относится повышенный уровень коммутационных перенапряжений, что требуют применения специальных технических средств, а также их высокая цена.

В качестве распределительного устройства 10 кВ целесообразно применить закрытое КРУ заводского изготовления, состоящего из отдельных ячеек различного назначения.

Для комплектования ЗРУ-10 кВ выберем малогабаритные ячейки К-63, изготовляемые самарским заводом «Электрощит». Данные ячейки отвечают современным требованиям эксплуатации, имеют двухсторонний коридор обслуживания, выкатные тележки с вакуумными выключателями, безопасный доступ к любому элементу КРУ-10.

В составе КРУ сери К-63 входят вакуумные выключатели типа ВВ/ТЕ 0 - 20/630 (100, 1600) УХЛ1, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, разрядники, заземляющие ножи, сборные и соединительные шины, опорные и переходные изоляторы.

4.3 Выбор выключателей

Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах. Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания.

Высоковольтные выключатели выбираются по номинальному напряжению, номинальному току, конструктивному исполнению, месту установки и проверяются по параметрам отключения, а также на электродинамическую и термическую стойкость.

Выбор высоковольтных выключателей рассмотрен на примере выключателя Q1, установленного в цепи ОРУ-110 кВ (чертеж 1).

Параметры сети: U_с = 110 кВ, I_раб = 163 А, I_к³ =18,97 кА, i_уд = 52,8 кА.

Выбран баковый масляный выключатель типа ВМТ-110-25/1250 УХЛ1.

Параметры:

U_н = 110 кВ, I_н = 1250 А, I_отк.н = 25 кА, I_дин = 65 кА, I_т = 25 кА, при t_т =3 с, t_выкл =0,06 с (t_откл = 1 + 0,06 = 1,06 с).

Выбор по номинальному напряжению:

U_с ? U_н;

110 ? 110 (кВ).

Выбор по номинальному току:

I_раб ? I_н;

163 ? 1250 (А).

Проверка по току отключения:

I_к³ ? I_отк.н;

18,97 ? 25 (кА).

Проверка на электродинамическую стойкость:

i_уд ? I_дин,

52,8 ? 65 (кА).

Проверка на термическую стойкость:

I_откл.н² * t_т = 25 ² * 3 = 1875 (кА²*с);

;

492,9 ? 1875 (кА2*с).

Аналогично производится выбор и проверка для других выключателей. Результат выбора и проверки расчёта приведён в таблице 4.2.

Таблица 4.2

Выбор высоковольтных выключателей

Место установки выключателя по рисунку 2.1.	Тип выключателя	Условия выбора и проверки	Параметры системы	Параметры выключателя
Q1, Q2	ВМТ - 110 - 25 / 1250 УХЛ1	Uс ? Uн Iраб ? Iн Iк3 ? Iотк.н iуд ? Iдин	110 кВ 163 А 18,97(17,61) кА 52,8 (49,04) кА 492,9 (426,6) кА2*с	110 кВ 1250 А 25 кА 65 кА 1875 кА2*с
Q3 - Q8.	ВБТ 10 -20/1250	Uс ? Uн Iраб ? Iн Iк3 ? Iотк.н iуд ? Iдин	10 кВ 896,5 А 1,45 кА 4,1 кА 4,11 кА2*с	10 кВ 1250 А 20 кА 52 кА 1200 кА2*с

Место установки выключателя по рисунку 2.1.	Тип выключателя	Условия выбора и проверки	Параметры системы	Параметры выключателя
Q9 - Q30.	ВБТ 10 -20/630	Uс ? Uн Iраб ? Iн Iк3 ? Iотк.н iуд ? Iдин	10 кВ 300 А 1,45 кА 4,1 кА 4,11 кА2*с	10 кВ 630 А 20 кА 52 кА 1200 кА2*с

4.4 Выбор разъединителей

Разъединители выбирают по конструктивному выполнению, роду установки и номинальным характеристикам: напряжению, длительному току, электродинамической и термической стойкости при КЗ.

На напряжение 110 кВ выбраны разъединители наружной установки с механической блокировкой с заземлителями типа З-110/У3 в однополюсном исполнении типа РНДЗ. На напряжение 10 кВ разъединители наружной установки в трёхполюсном исполнении РЛНД-10/630 У1 (QS7 - QS10 по чертежу 1).

Проверка выполняется аналогично проверке выключателей (4.1) - (4.6) и сведена в таблицу 4.3

Таблица 4.3

Выбор разъединителей

Место установки разъединителя по рисунку 1.1.	Тип разъединителя	Условия выбора и проверки	Параметры системы	Параметры разъединителя
QS1 - QS4	РНДЗ.2 - 110/3200 ХЛ1	Uс ? Uн Iраб ? Iн Iк3 ? Iотк.н iуд ? Iдин	110 кВ; 163 А; 36,58 кА; 101,86 кА; 3105,1 кА2*с;	110 кВ; 3200 А; 50 кА; 125 кА; 7500 кА2*с;
QS5, QS6	РНДЗ.1 -110/1000 ХЛ1	Uс ? Uн Iраб ? Iн Iк3 ? Iотк.н iуд ? Iдин	110 кВ 163 А 18,97(17,61) кА 52,8 (49,04) кА 492,9 (426,6) кА2*с	110 кВ; 1000 А; 31,5 кА; 80 кА; 2976,75 кА2*с;

4.5 Выбор ограничителей перенапряжений

При коммутации выключателями с малым временем отключения нагруженных трансформаторов или при пуске двигателей могут возникнуть перенапряжения, опасные для изоляции оборудования.

В результате исследований, проведённых специалистами научно-исследовательского предприятия «Таврида-Электрик» было установлено, что коммутационные перенапряжения могут возникать лишь при определённом соотношении параметров сети и параметров выключателя.

Для предотвращения коммутационных и других перенапряжений необходимо установить специальные устройства для ограничения и устранения вредного влияния перенапряжений на изоляцию оборудования. В качестве таких устройств могут быть выбраны ограничители перенапряжений (ОПН). Они устанавливаются между фазой и землей, а также между различными фазами сети.

Их основные преимущества перед вентильными разрядниками следующие:

глубокий уровень ограничения;

стабильность характеристик;

надёжность в эксплуатации;

отсутствие необходимости в техническом обслуживании;

взрывобезопасность и сейсмостойкость;

возможность установки в подвесном и опорном исполнении;

малый вес и габариты.

ОПН без искровых промежутков изготавливаются на основе оксидо-цинковых варисторов. ОПН предназначены для защиты двигателей, трансформаторов, воздушных и кабельных линий от атмосферных и коммутационных перенапряжений.

Для защиты оборудования напряжением 110 кВ выбираются ОПН У/ТЕL 110/84; 10 кВ - ОПН Т/ТЕL 10/11,5.

4.6 Выбор шин

Выбор шин РУ осуществляется по длительному допустимому току нагрузки с использованием справочных данных, и производят проверку на электродинамическую и термическую стойкость к токам КЗ.

В качестве шин ЗРУ-10 целесообразно выбрать алюминиевые шины прямоугольного сечения 50 х 6 мм².

I_доп = 870 А; I_р = 304,4 А.

Проверка на электродинамическую стойкость при воздействии тока КЗ:

у_р ? у_доп, (4.10)

где у_р - расчётное механическое напряжение шины, Па;

у_доп - расчётное механическое напряжение шины, Па (для алюминиевых шин у_доп =65 МПа).

(4.11)

где F - усилие от динамического воздействия токов КЗ;

l - длина пролёта между изоляторами, м;

W - момент сопротивления, м³.

, (4.12)

где а - расстояние между токоведущими шинами, м.

Момент сопротивления для прямоугольных шин:

, (4.13)

где b и h - соответственно узкая и широкая стороны сечения шины, м.

Проверка по термической стойкости:

S_ш ? S_т (4.14)

где S_ш - сечение шин, мм²;

S_т - термически стойкое сечение, мм².

, (4.15)

где б - коэффициент термической стойкости (для алюминия =95).

Проверяем шины ЗРУ-10. Расстояние между изоляторами одной фазы, то есть пролёт l = 1,1 м, расстояние между фазами a = 0,35 м.

Проверка на электродинамическую стойкость:

,

,

,

у_р ? у_доп,

3,41 ? 65.

Следовательно, можно сделать вывод, что выбранные шины удовлетворяют условию электродинамической стойкости.

Проверка на термическую стойкость:

,

S_ш ? S_т

300 ? 15,71 (мм²)

Следовательно, выбранные шины удовлетворяют условию термической стойкости.

4.7 Выбор изоляторов

Опорные изоляторы выбирают по номинальному напряжению и проверяют на механическую нагрузку при коротких замыканиях.

Условие проверки на механическую нагрузку при КЗ:

F ? 0,6 F_доп, (4.16)

где 0,6 - коэффициент запаса;

F_доп - допустимое усилие на изолятор.

В ЗРУ - 10 для крепления шин используются опорные изоляторы ИО-10-3,75 У3 с параметрами: номинальное напряжение 10 кВ, минимальная разрушающая сила на изгиб 3,75 кН.

Производим проверку изоляторов по формулам (4.12), (4.16):

F = 1,76 * 4100² * * 10^-7 = 9,3 (Н),

F ? 0,6 F_доп,

9,3 ? 2250 (Н).

Следовательно, изолятор прошёл проверку на механическую нагрузку при токах КЗ.

4.8 Выбор измерительных трансформаторов тока

Трансформатор тока (ТТ) предназначен для уменьшения первичного тока до величин, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Выбор трансформаторов тока (ТТ) производят: по номинальному напряжению; первичному току; нагрузке вторичной цепи, которая обеспечивает погрешность в пределах паспортного класса точности; по роду установки; конструкции; классу точности. Также их проверяют на термическую и электродинамическую стойкость при КЗ.

Основные условия выбора ТТ следующие:

Выбор ТТ по номинальному напряжению осуществляется по формуле (4.1).

Выбор ТТ по номинальному току осуществляется по формуле (4.2).

Выбор ТТ по нагрузке вторичной цепи для обеспечения его работы в требуемом классе точности состоит в соблюдении условия:

S_2ном ? S_2р, (4.17)

где S_2ном - номинальная вторичная нагрузка в классе точности, ВА;

S_2р - расчётная нагрузка подключенная ко вторичной обмотке ТТ, ВА.

Фактическая (расчётная) нагрузка подключённая к вторичной обмотке ТТ определяется из следующего выражения:

, (4.18)

где I_2ном - номинальный ток вторичной обмотки ТТ, А;

Z_2ном - сопротивление цепи включенной во вторичную обмотку, Ом.

Сопротивление цепи включенной во вторичную обмотку складывается из трёх составляющих: суммы сопротивлений приборов (Уr_приб), допустимого сопротивления проводов (r_доп) и переходного сопротивления контактов (r_конт) (принимаем r_конт = 0,1).

Z_2ном = Уr_приб + r_доп + r_конт, (4.19)

Исходя из этого, расчётную нагрузку можно представить следующим образом:

, (4.20)

где УS_приб - суммарная мощность всех приборов подключенных к вторичной обмотке ТТ, ВА.

В связи с тем, что ТТ на все напряжения встроены во ввода выключателей (кроме ТТ подключенных к релейной защите от замыканий на землю), проверку на электродинамическую и термическую устойчивость не производим.

К установке на напряжение 110 кВ принимаются ТФЗМ-110Б-1У1 600/5 и ТВТ-110-I 600/5; на стороне 10 кВ - ТОЛ-10 1500/5 и 300/5; в нейтрали силовых трансформаторов ТДН-16000/110 устанавливаются ТВТ-35-I 300/5. Все эти ТТ имеют две обмотки и обеспечивают возможность последовательного или параллельного их подключения. При параллельном подключении и классе точности 1, достаточном для подключения измерительных приборов имеют мощность вторичной цепи 40 ВА. При классе точности 10Р, обеспечивают мощность 20 ВА.

Измерительные приборы, подключаемые к измерительным трансформаторам и их мощность, приведена в таблице 4.4.

Таблица 4.4

Приборы, подключаемые к измерительным трансформаторам

Напряжение	Прибор	Мощность, ВА<...

Подобные документы

• Проектирование электрической части подстанции

  Особенности выбора силовых трансформаторов, трансформаторов тока. Расчет мощности, основное предназначение электрической части подстанции. Анализ схемы замещения сети и расчета значений короткого замыкания. Этапы проектирования городской подстанции.
  
  дипломная работа [684,1 K], добавлен 22.05.2012
  

• Проект электрической сети с напряжением в 110 кВ

  Выбор числа и мощности трансформаторов связи на электрической подстанции. Определение приведенной и расчетной нагрузок подстанции. Предварительный расчет электрической сети: расчет и выбор сечения проводов, схем подстанции. Определение капитальных затрат.
  
  курсовая работа [216,7 K], добавлен 18.06.2011
  

• Расчет подстанции 35/6 кВ

  Выбор 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 24.10.2012
  

• Проектирование электрической подстанции

  Проектирование основных элементов тяговой транзитной подстанции, разработка однолинейной схемы, которая определяет наименование выбранного оборудования и измерительной аппаратуры. Выбор силовых трансформаторов и трансформаторов собственных нужд.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 23.04.2016
  

• Электрическая часть подстанции 110/35/10 КП-140206 Э-537

  Выбор структурной схемы и расчёт реактивной нагрузки проектируемой подстанции. Выбор мощности и типа трансформатора, схемы питания собственных нужд. Расчёт токов короткого замыкания и электрической схемы замещения. Выбор токоведущих частей для цепей.
  
  курсовая работа [453,8 K], добавлен 26.01.2014
  

• Понизительная подстанция

  Тип подстанции и ее нагрузка. Разработка понизительной подстанции. Выбор силовых трансформаторов, расчёт токов короткого замыкания. Составление схем замещения. Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции. Типы релейной защиты.
  
  курсовая работа [3,9 M], добавлен 27.08.2012
  

• Разработка схемы питания районной распределительной сети

  Выбор силовых трансформаторов подстанции, сечения проводов варианта электрической сети. Схема замещения варианта электрической сети. Расчёт рабочих режимов электрической сети в послеаварийном режиме. Регулирование напряжения сети в нормальном режиме.
  
  курсовая работа [694,7 K], добавлен 04.10.2015
  

• Проектирование электрической части подстанции

  Обоснование главной схемы электрических соединений подстанции. Выбор трансформаторов собственных нужд. Расчет токов короткого замыкания. Выбор коммутационной аппаратуры на стороне напряжения 220 кВ. Контрольно-измерительные приборы для цепей схемы.
  
  курсовая работа [605,5 K], добавлен 23.06.2016
  

• Выбор основного оборудования на проектируемой подстанции

  Выбор главной схемы электрических соединений. Выбор сечений проводников воздушных и кабельных линий и расчет режимов электрической сети проектируемой подстанции. Составление схемы замещения электрической сети. Выбор токоограничивающих реакторов.
  
  курсовая работа [392,9 K], добавлен 07.01.2013
  

• Модернизация комплексов релейной защиты силовых трансформаторов и отходящих линий электрической сети подстанции

  Исследование схемы электрической сети подстанции "ГПП 35/6 кВ". Расчет параметров комплексов релейной защиты трансформаторов и отходящих линий электропередачи на полупроводниковой и микропроцессорной элементной базе. Расчет стоимости выбранной аппаратуры.
  
  дипломная работа [3,7 M], добавлен 10.01.2016
  

• Реконструкция электрической части подстанции 3510 кВ 48П "Петрозаводская птицефабрика"

  Выбор 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 03.09.2010
  

• Выбор вариантов и основного электрооборудования подстанции

  Обоснование двух вариантов схемы проектируемой подстанции, силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей, конструкции ОРУ-220 кВ, заземляющего устройства, схемы и трансформаторов собственных нужд.
  
  курсовая работа [342,4 K], добавлен 17.04.2015
  

• Расчет трансформаторной подстанции для питания потребителей

  Расчет нагрузки и выбор главной схемы соединений электрической подстанции. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и проводников. Релейная защита, расчет заземления подстанции.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 17.12.2014
  

• Проектирование электрической подстанции

  Построение графиков нагрузки для обмоток трансформаторов высокого, среднего, низкого напряжения по исходным данным. Выбор трансформаторов на подстанции, обоснование. Расчет токов короткого замыкания на проектируемой подстанции, выбор электрооборудования.
  
  дипломная работа [336,9 K], добавлен 10.03.2010
  

• Расчет электрической системы на основе схемы замещения

  Схемы замещения и параметры воздушных линий электропередач и автотрансформаторов. Расчет приведенной мощности на понижающей подстанции и электростанции. Схемы замещения трансформаторов ТРДЦН-63 и ТДТН-80. Определение потерь мощности и энергии в сети.
  
  дипломная работа [2,0 M], добавлен 31.03.2015
  

• Проектирование электрической части понижающей подстанции 110/35/6 кВ

  Характеристика главной схемы электрических соединений станции и схемы собственных нужд. Выбор силовых трансформаторов и выключателей. Пути расчетов токов короткого замыкания, выбор электрических аппаратов и проводников. Проектирование главной схемы.
  
  дипломная работа [491,4 K], добавлен 29.04.2011
  

• Разработка электрической части подстанции с тремя уровнями напряжения

  Определение мощности подстанции. Выбор силовых трансформаторов. Расчет мощности потребителей и токов. Выбор электрических параметров схемы замещения, токоведущих частей. Трансформаторы тока на линии. Расчет заземляющих устройств. Защита от перенапряжений.
  
  курсовая работа [901,8 K], добавлен 12.11.2013
  

• Проектирование тяговой подстанции переменного тока

  Составление однолинейной схемы главных электрических соединений тяговой подстанции, выбор оборудования подстанции. Выбор токоведущих частей и электрической аппаратуры распределительных устройств. Определение расчетных сопротивлений схемы замещения.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 27.09.2009
  

• Проектирование электрической сети

  Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных решений. Приближенный расчет потокораспределения, определение номинального напряжения. Выбор трансформаторов на подстанциях. Разработка схемы электрических соединений сети.
  
  дипломная работа [1,8 M], добавлен 04.12.2012
  

• Проектирование электрической части подстанции 110/35/10 кВ

  Выбор 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 15.10.2012
  

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