Проектирование электрической сети районной системы

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

1. ВЫБОР ТИПА, ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Так как на всех подстанциях в составе нагрузки имеются потребители 1 категории, предусматриваем установку двух трансформаторов на каждой из подстанций. Тогда мощность каждого из трансформаторов должна соответствовать условию: Sном(0,65-0,7)S,где S- полная мощность нагрузки.

Sном ? (0,65ч0,7)P/cosц;

ПС№1: Sном ? (0,65ч0,7)22,4/0,91 = (16ч17,3) МВА;

ПС№2: Sном ? (0,65ч0,7)30,7 /0,91 = (22ч23,6) МВА;

ПС№3: Sном ? (0,65ч0,7)44,8 /0,91 = (32ч34,5) МВА;

ПС№4: Sном ?(0,65ч0,7)12,4/0,91 = (18,9ч19) МВА

Предусматриваем к установке трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой с паспортными величинами [3. с. 141] с РПН в нейтрали ±16%; ±9% ступеней.

Таблица 1.1.

ПС №	Тип	Sном МВ*А	Сочетание напряжений, кВ	Pхх, МВт	Pкз, МВт	Uк, %	Iхх, %	Rт, Ом	Xт, Ом
			ВН	НН
1	ТРДН-25000/110	25	115	10,5	0,022	0,12	10,5	0,75	2,54	55,5
2	ТPДН-25000/110	25	115	10,5	0,025	0,12	10,5	0,75	2,54	55,5
3	ТРДН-40000/110	40	115	10,5	0,042	0,160	10,5	0,70	1,32	34,7
1	ТРДН-25000/110	25	115	10,5	0,025	0,12	10,5	0,75	2,54	55,5

RТ и XТ- приведение сопротивления к высшей стороне трансформаторов, которые сосчитаны по формулам:

Так как на всех подстанциях в составе нагрузки имеются потребители 1 категории, предусматриваем установку двух трансформаторов на каждой из подстанций. Тогда мощность каждого из трансформаторов должна соответствовать условию: Sном(0,65-0,7)S,где S - полная мощность нагрузки.

Sном ? (0,65ч0,7)P/cosц;

ПС№1: Sном ? (0,65ч0,7)22,4/0,91 = (16ч17,3) МВА;

ПС№2: Sном ? (0,65ч0,7)30,7 /0,91 = (22ч23,6) МВА;

ПС№3: Sном ? (0,65ч0,7)44,8 /0,91 = (32ч34,5) МВА;

ПС№4: Sном ? (0,65ч0,7)12,4/0,91 = (18,9ч19) МВА

Предусматриваем к установке трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой с паспортными величинами [3. с. 141] с РПН в нейтрали ±16%; ±9% ступеней.

Таблица 1.1.

ПС №	Тип	Sном МВ*А	Сочетание напряжений, кВ	Pхх, МВт	Pкз, МВт	Uк, %	Iхх, %	Rт, Ом	Xт, Ом
			ВН	НН
1	ТРДН-25000/110	25	115	10,5	0,022	0,12	10,5	0,75	2,54	55,5
2	ТPДН-25000/110	25	115	10,5	0,025	0,12	10,5	0,75	2,54	55,5
3	ТРДН-40000/110	40	115	10,5	0,042	0,160	10,5	0,70	1,32	34,7
4	ТРДН-25000/110	25	115	10,5	0,025	0,12	10,5	0,75	2,54	55,5

RТ и XТ - приведение сопротивления к высшей стороне трансформаторов, которые сосчитаны по формулам:

[2.с.240.11.3]

[2.с.240.11.5]

Rm1 = = 2,53 Ом = 55,5 Ом

Rm2 = = 1,3 Ом = 34,71 Ом

2. ПРИВЕДЕНИЕ НАГРУЗОК К ВЫСШЕЙ СТОРОНЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ. (МАКСИМАЛЬНЫЙ РЕЖИМ)

Нагрузка на высшей стороне задана активной мощностью и задан cosц.

Тогда :;

S1 = 22,4/0,91 = 24,6 МВА ; Q1 = = 10,1 МВар

S2 = 30,7/0,91 = 33,7 МВА ; Q2 = = 13,9 МВар

S3 = 44,8/0,91 = 49,2 МВА ;Q3 = = 20,3 МВар

S4 =12,4/0,91 = 13,6 МВА ; Q3 = = 20,3 МВар

Потери мощности в обмотках трансформаторов, с учетом того, что нагрузку они распределяют поровну, а трансформаторов два:

[2.c.247.11.9]

S1max = МВА;

S2max = МВА;

S3max = 5МВА;

S4max = МВА;

Приведение мощности Sпр (без учета потери холостого хода)

[2.c.241.]

S`пр1 max = 22,4 + j 10,1 +0,05 + j 1,27 =22,45 + j 11.37 МВА;

S`пр2 max = 30,7 + j 13,9 +0,06 + j 2,38 = 30,76+ j 16,28 МВА;

S`пр3 max = 44,8 + j 20,3 +0,08 + j 3,1 = 44,8+ j 23,4 МВА;

S`пр4 max = 12,4 + j 5,58+0,06 + j 0,38 = 12,47 + j 5,96 МВА;

Потери мощности на холостом ходу:

Sхх = Pхх+jQхх = 2Pхх+j МВА; [2.с. 242.11.7]

Sхх1max = 2*0,025 +j = 0,05 +j0,37 МВА;

Sхх2max = 2*0,025 +j = 0,05+j0,37 МВА;

Sхх3max = 2*0,042 +j = 0,084+j0,56 МВА;

Sхх4max = 2*0,025 +j = 0,05+j0,37 МВА;

Приведенная мощность к высшей стороне:

S = S`пр+Sхх МВ*А; [2.с 241]

Sпр1 = 22,45+ j 11,37+0,05+j0,375 = 22,5+j11,74 МВА;

Sпр2 = 30,76+ j 16,26+0,05+j0,375 = 30,81+j16,63 МВА;

Sпр3 = 44,88+ j 23,4+0,084+j0,56 = 44,96+j23,96 МВА;

Sпр4 = 12,47+ j 5,96+0,05+j0,375 = 12,52+j6,33 МВА

Результаты расчетов сведем в таблицу 2.1.

Таблица 2.1.

№	Тип	P	Q	Pm	Qm	Pпр	Qпр	Pхх	Qхх	Pпр	Qпр
-	-	МВт	МВар	МВт	МВар	МВт	МВар	МВт	МВар	МВт	МВар
1	ТРДН-25000/110	22,4	10,1	0,05	1,27	22,4	11,3	0,05	0,37	22,5	11,7
2	ТРДН-25000/110	30,7	13,9	0,06	2,38	30,7	16,2	0,05	0,37	30,8	16,6
3	ТДН-40000/110	44,8	20,3	0,08	3,1	44,8	23,4	0,08	0,56	44,9	23,9
4	ТДН-25000/110	12,4	5,58	0,07	0,38	12,4	5,96	0,05	0,37	12,5	6,33

Г -образная схема замещения.

ПС№1

Рис 2.1.

ПС№2

Рис 2.3.

ПС№3

Рис 2.3.

ПС№4

Рис 2.4

3. РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ РАЙОНА СИСТЕМЫ

электрический сеть нагрузка аварийный

Предполагаемый вариант схемы электрической сети районной системы должен отвечать требованиям надежности электроснабжения и в тоже время иметь минимальное количество коммутационной аппаратуры и протяженности линий. Разработка ведется комплексно, то есть с учетом числа присоединений (числа трансформаторов на ПС и числа линий на высоком напряжении), взаимного географического расположения подстанций и баланса мощностей района.

По заданным координатам подстанций в масштабе М1:106 (в 1 мм - 1 км) найдем место расположения подстанций и наметим варианm схемы электрической сети.



4. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ В МАКСИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ НАГРУЗОК ДО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ И УРОВНЕЙ НАПРЯЖЕНИЯ

4.1 Расчет первого варианта

Расчет линии 2-4.

(Линия двухцепная, длиной 45 км. Uном=110 кВ.

Расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов:

S24 = S прПС4 + S связи = 12,52 +j6,33+18+j9 = 30,52+j15,33

S = = 33,4 МВ

Ток линии:

I = = 170 А ;Iнорм = = 85 А

Iрасч =1,05 = 116,025 А

Принимаем провод АС-150/24 сIо доп = 445 А.

i =1,05 [5.c.240] - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам, который для ЛЭП 110-220 кВ можно принять равным 1,05.

T=1,2 [5.c.240] - коэффициент, зависящий от времени использования максимальной нагрузки Tmax, номинального напряжения и коэффициента участия в максимуме нагрузки (при несовпадающих во времени максимумов нагрузки потребителей, которые питаются от этой линии). [9. с.3]

Принимаем для сооружения сети железобетонные опоры по [5.с.280] для 2 района по гололеду выбираем сечения проводов в каждой цепи 150 .

Конструктивная схема опоры:

[2.с.69.35]

Индуктивное сопротивление на 1км длины линии:

[2.c.70.3.6]

Ом/км

Определим ёмкостную проводимость линии на 1 км длины:

[2.c.213.10.5]

См/км

Сопротивление линии

 [2.c.67.3.1]

[2.c.72.3.9]

Ом

Ом

Зарядная мощность на одном конце линии:

Мвар

[2.c.215.10.8]

Составляем «П»-образную схему замещения:

4.2 Расчет второго варианта

Нагрузки узлов в максимальном режиме и расчет потокораспределения в нормальном режиме работы. Расчёт линии С-2.

S22 = Sпр +S24 = 30,81 +j16,63 +30,88 + j12,97 = 61,69 + j29,6

S = = 68,76МВ

Ток линии :

I = = 360 А ;Iнорм = =180 А ; Iрасч =1,05 = 245,7 А

Принимаем провод АС-240/39 с Iо доп = 610 А.

Ом ; Ом

Ом/км

Мвар

Линия S13 одноцепная. Длиной 26 км.

S 23 = S прпс3 - S связи = 44, 96 + j23,96 - 68 -j32 = 23,04 - j8,04

Ток линии :

Iрасч = 1,05 А

По [5.с. 280] принимаем провод одноцепной ЛЭП сечением 185 с предельной нагрузкой Iэ = 230 А >Iрасч = 174, 73 А.

Хотя линия и одноцепная, но её нужно проверить по нагреву не только по току нормального режима, но и аварийному, так как отключение линии связи с другим районом увеличит её нагрузку до Sпр пс 2.

Принимаем провод АС -185/29 .

Конструктивная схема опоры [3.с.392.]

Рис. 4.1.1.

Индуктивное сопротивление на 1 км линии:

Емкостная проводимость линии на 1 км длины линии:

Эквивалентное сопротивление линии:

Зарядная мощность на одном конце ЛЭП:

Составляем «П»-образную схему замещения:

Рис. 4.1.2.

Расчет линии С`-1. Линия двухцепная длиною 26 км.

S = 22,5 + j11,74 - 22,7 - j8,34 = 0,2 + j3,4

Ток линии :

Так как линия двухцепная , то ток нормального режима в одной цепи равен :

I= А

Расчётный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов :

Iрасч = 1,05 А.

Принимаем провод АС-70/11 с Iо доп = 265 А.

Индуктивное сопротивление на 1 км линии:

Емкостная проводимость линии на 1 км длины линии:

Эквивалентное сопротивление линии

[2.с.67.3.1.]

[2.с.72.3.9.]

Ом

Ом

Зарядная мощность на одном конце линии:

Мвар

[2.c.215.10.8]

Составляем «П»-образную схему замещения:

Рис. 4.1.6.

Нагрузки узлов в максимальном режиме и расчет потокораспределения в нормальном режиме работы.

ПС «С»-балансирующий узел, по которому и «разрежем» замкнутую сеть, превратив её в линию с двухсторонним питанием.

Рис.4.2.1.

Находим поток на головном участке, подставляя в формулу все нагрузки с одинаковым знаком, так как в точках 1,2,3 только потребители.

Расчет потокораспределения в аварийных режимах и выявление для каждой линии наиболее тяжелого режима

Рис. 4.2.2.

Потокораспределение находилось по 1 закону Кирхгофа непосредственно на схеме рис.4.2.2. Сравнивая потоки мощности по вертикали против каждой линии находим наибольшие аварийные мощности для линий:

Sав=

Sав=

Sав=

Выбор сечений проводов линий, проверка их по нагреву в нормальном и наиболее тяжелом для данной линии аварийном режимах.

Проделаем это в табличной форме:

Выполняем в табличной форме:

Таблица 4.1.

ЛЭП	Нормальный режим работы	Наиб. Авар.	Ip	Эконом. Сечение	Предельная. экономич. нагрузка	Принятое сечение	Iдоп
	P+jQ		S	I	Sав	Iав
-	МВА	МВА	А	МВА	А	А	мм2
С-2	29,23+j16.08		33,3	175	50,8	267,1	239	240	370>12,02	АС-240/39	610>175 >267
2-4	1,58+j0,55		1,67	8,8	35	183,7	12,02	120	125>239	АС- 120/19	510>8 >183,7
4-1	14,1+j6,88		15,6	82,3	49	257,7	112	120	125>112	АС- 120/19	510>82 >257
С`-1	13,9+j10		17,2	90,4	50,8	267,1	123,5	120	125>123	АС- 120/19	510>90 >267

Таблица 4.2.

Нагрузки узлов с учетом зарядной мощности.

Так как в узлах 1,2,4 только потребление реактивной мощности, то по 1 закону Кирхгофа зарядная мощность во всех узлах будет вычитаться:

Расчет потокораспределения в нормальном режиме работы по нагрузкам узлов с учетом зарядной мощности и по формулам через сопротивления линий.

Рис.4.2.3.

Проверка:

Результат совпал с ранее вычисленным по первому закону Кирхгофа, следовательно, все потокораспределения найдены правильно.

Расчет потери мощности.

Потокораспределение в схеме с учетом потерь мощности.

Снос производим на точки «С» балансирующего узла от точки потокораздела «1» (рис.4.2.4) используя 1 закон Кирхгофа.

5. ОКОНЧАТЕЛЬНАЯ РАЗРАБОТКА СХЕМ ПОДСТАНЦИЙ

Согласно норм технологического проектирования сетей. Исходя из числа присоединений (число ЛЭП+число трансформаторов). Вида ПС, напряжения на высшей стороне ПС, принимаем следующие схемы ПС на высшем напряжении

Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов. (В-1:ПС-3; В-2:ПС-2, ПС-3)

Одна секционированная система шин с обходной с раздвоенными секционными и обходными выключателями.(В-1:ПС-1; ПС-2; ПС-4; В-2:ПС-4; ПС-1)

Две рабочие системы шин с обходной (ПС-«С» в обоих вариантах).

В сравнении же вариантов учтём только число ячеек выключателей ЛЭП для данного района сети: (В-1:4; В-2:2)

6. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

В сравнении не будем учитывать трансформаторы и потери энергии в них. РУ низшего напряжения, т.к. они в обоих вариантах одинаковы. Расчетные приведенные затраты, без учета ущерба недоотпуска электроэнергии

З = 0,12К + Иа.р+ Ипот

Где К- капитальные затраты получаем умножением УПС на число единиц оборудования и учитывая Кудел.= 3,9 стоимости по сравнению с УПС на год составления справочника.

Иа.р - ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание.

Иа.р=

ба.р.- ежегодная норма [4, с.38. табл.34.8]

Ипот. - стоимость потерянной энергии

Ипот.= ?Р фв

?Р - потери мощности в часы максимального режима, МВт.

ф - время небольших потерь, без учета влияния соsц определяем по формуле:

ф =(0,124+)28760 = (0,124 +2 8760 = 6570

в - стоимость потерянного кВт*ч равная 1,86 руб/кВт*ч или 850 руб*МВт*ч.

Расчет приведенных затрат выполняем в табличной форме с использованием ПК в программе MicrosoftExcel ( таблицы прилагаются)

?З =100%

Экономически целесообразным оказался первый вариант, у которого меньше не только приведенные расчетные затраты, но и меньше капиталовложения и стоимость потерянной электроэнергии. Поэтому дальнейшие расчеты введем для первого варианта.

7.РАСЧЕТ ТОКОВ К.З УЗЛОВОЙ ПС

Расчет токов короткого замыкания производим в относительных единицах. Принимаем Sб = 1000 МВА. Расчетная схема определения токов короткого замыкания представлена на рисунке 7.1

Рис 7.1

Параметры элементов цепи.

Т1 и Т2 ТРДН-25000/110; 25 МВа; Uк=10,5Кв.

W1: L1=54км; W2: L2=34км; W3: L3=44км

=0,4 =0,415 =0,441

Sном С1=Sном C2=Sном С3 =? Sкз1= 4000Мва ; Sкз2= 5800Мва ; Sкз3= 3600Мва.

Принимаем ЭДС системы за единицу = 1; = 1; = 1

Определяем Сопротивление систем.

Определяем Сопротивления ЛЭП.

линии W1

линии W2

линии W3

Сопротивления обмоток трансформатора.

Sтв% = 0,125Uкв-н% = 0,12510,5 = 1,313

SтН1% = Xтн2% = 1,75Uкв - Н% = 1,7510,5 = 18,375%

Находим сопротивления трансформаторов.

Схема замещения для расчета тока КЗ.

Рис 7.2.

Короткое замыкание в точке К-1.

Рис 7.3

X10 =X11+X4=0,25+1,66 = 1,91

X11 =X2+X5=0,17+0,92 = 1,09

X12 =X13+X6=0,277+0,86= 1,14

Дальнейший расчет ведём в табличной форме.

Таблица 7.1

Точка КЗ	К-1
Sбаз. Мва	1000
Среднее Uср	115
Точка КЗ	К-1
Источники	Система С1	Система С2	Система С3
Номинальная мощность ист.	4000	3800	3600
Результирующее сопротивление	Х10=1,91	Х11=1,09	Х12=1,14
E*1``	1	1	1
	=20,08	=19,07	=18,07
	-	-	-
ф=0,01+tсв.откл	0,01+0,035=0,045 (ВГТ-110II-40/2500У1)
г*ф	1
I pф=Iп0	12,09	4,6	4,4
Kуд	1,608	1,608	1,608
Tбс	0,02	0,02	0,02
	5,95	10,46	10,00
/Tб		0,105	0,105
	0,389	0,683	0,653

Короткое замыкание в точке К-2.

Рис 7.4

X13 = X7 +X8=1,31+18,375 = 19,68

Рис 7.5

=

С1=

С1=

С1=

Xрез= Хэк+X13 = 0,43+19,688=20,124

Рис 7.6

X14=

X15=

X16=

Дальнейший расчет ведём в табличной форме.

Таблица 7.2

Источники	Система С1	Система С2	Система С3
X*рез	88,65	50,69	52,81
E*1``	1	1	1
, кА		1,084	1,041
ф=(0,01+tсв.откл)	0,01+0,05=0,06 (ВБМ-Э-10-20)
г*ф	1
,КА	0,62	1,084	1,041
Kуд	1,82	1,82	1,82
Tбс	0,05	0,05	0,05
	1,59	2,79	2,67
/Tб		0,301	0,301
	0,263	0,461	0,443

Составляем сводную таблицу токов КЗ для выбора электрических аппаратов и токоведущих частей.

Таблица 7.3

Точки КЗ	Uср	Источники	Iп0 Ка	Iпф	I у	Iбф
К-1	115	СистемаС1 СистемаС2 СистемаС3 Система	12,09 4,6 4,4 21,09	12,09 4,6 4,4 21,09	5,95 10,46 10,00 26,41	0,389 0,683 0,653 1,725
К-2	10,5	СистемаС1 СистемаС2 СистемаС3 Система	0,62 1,084 1,041 2,745	0,62 1,084 1,041 2,745	1,59 2,79 2,67 7,05	0,263 0,461 0,443 1,167

8.ВЫБОР ЭЛ.АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ.

8.1 Выбор шин

Трансформатор установлен на подстанции 110/10,5 кв. Расчетные токи К.З.:

Определяем расчетные токи продолжительных режимов.

Принимаем провод АС-120/19 Iдоп =380А ; d = 15,2 мм.

Проверяем выбранное сечение провода по допустимому току.

Iдоп =380А >Imax =235,14 А

Выбранное сечение по условию допустимого нагрева проходит.

Е == = 17,1 кВ/см

Е0 =

Условие проверки на корону:

1,07 E< 0,9Е0

1,07Е = 1,07= 24,93 кВ/см

Выбор ошиновки.

Принимаем провод АС-120/19

qэ =91,86

8.2 Выбор выключателей и разъединителей

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВГТ-110-II-40/2500 УХЛ1	Разъединитель РДЗ-1-110/1000
Uуст = 110 кВ Imax = 183,72 А Iп.0 = 21,09 кА iat = 1,725 кА iу = 26,41 кА Bк = кА2с	Uном = 110 кВ Iном = 2500 А Iдин = 102 кА Iтерм = 40 кА кА2с	Uном = 110 кВ Iном = 1000 А - - - Iдин = 160 кА кА2с

8.3 Выбор трансформатора тока

Предварительно принимаем встроенный трансформатор тока ТВТ 110-I-300/5 и трансформатор тока ТГФ-110-У1.

Таблица 8.2

Расчётные данные	Каталожные данные
	ТВТ110- I-300/5	ТГФ-110-У1
	Не проверяется	Не проверяется
		Используется для подключения РЗ и А

Таблица 8.3

Прибор	Тип	Нагрузка фаз, ВА
		A	B	С
Амперметр	Э-365	0,5	0,5	0,5

8.4 Выбор трансформатора тока на воздушной линии

Таблица 8.4

Расчетные данные	Каталожные данные
	ТГФ-110-У1
-	Используется для подключения цепи РЗ

8.5 Выбор трансформаторов напряжения

Для подключения контрольно-измерительных приборов на стороне 110 кВ принимаем трансформатор напряжения НАМИ-110-УХЛ1, номинальная мощность которого в классе 0,5 составляем 400 ВА, что больше мощности потребляемой приборами.

8.6 Выбор изоляторов

Принимаем изолятор ЛК 70/110-IV

8.7 Выбор ограничителей перенапряжения

Принимаем ограничитель перенапряжения ОПН-РК-110/56 разработаны специально для защиты изоляции нейтрали трансформаторов 110 кВ.

9. ВЫБОР ЭЛ. АППАРАТОВ И ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ ПО НОМИНАЛЬНЫМ ПАРАМЕТРАМ

Трансформатор установлен на подстанции ТРДН-25000 со стороны 10,5 кВ.

Допустимая перегрузка трансформатора 35%;

Выбираем вакуумный выключатель в 4 зоне подстанции ВБПЭ-10-20У3

Выбираем сечение алюминиевых шин по допустимому току, так как шинный мост соединяющий трансформатор КРУ небольшой длины и находится в пределах ПС. Принимаем двухполостные шины 2.

Принимаем алюминием марки АД0=90.

Выбор выключателя.

Таблица 8.5

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВБЭ-10-20

Выбор трансформатора тока

Предварительно принимаем встроенный трансформатор тока ТПОЛ-10-У3

Таблица 8.6

Расчётные данные	Каталожные данные
	ТВТ110- I-500/5	ТОП 10-У3
	Не проверяется	Не проверяется
		Используется для подключения РЗ и А

Выбор трансформаторов напряжения.

Прибор	Место установки	Тип	Мощность одной обмотки	Кол-во обмоток	Кол-во приборов	Мощность потребляемая приборами
Вольтметр	Сборные шины	Э-365	2	1	2	4
Счетчик активной и реактивной мощности Ваттметр Варметр	Ввод АТ	СЭТ-4ТМ.02 Д-335 Д-335	1,5 1,5 1,5	3 2 2	1 1 1	4,5 3 3
Счетчик активной Счетчик реактивной	Линии 10,5кВ	СЭТ-4ТМ.02	1,5	3	5	31,5
Итого: 46

10. ВЫБОР СХЕМЫ СН И ТСН

Состав потребителей с.н. подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования. Наименьшее количество потребителей с.н. на подстанциях, выполненных по упрощенным схемам, без синхронных компенсаторов, без постоянного дежурства.

Наиболее ответственными потребителями с.н. подстанции являются оперативные цепи , система связи , телемеханики , система охлаждения трансформаторов и насосы систем охлаждения , аварийное освещение , система пожаротушения , электроприёмники компрессорной.

Мощность трансформаторов с.н. выбирается по нагрузкам с.н. с учетом коэффициентов загрузки и одновременности , при этом отдельно учитывается летняя и зимняя нагрузки , а также нагрузки в период ремонтных работ на подстанции.

11. ВЫБОР СХЕМЫ РУ И ОПИСАНИЕ КОНСТРУКЦИИ

ОРУ-110кВ одна секционированная система шин с обходной с раздельным секционным и обходным выключателем c количеством присоединений n =5. Сборные шины выполнены проводами АС-120/19. Расстояние между фазами четыре метра, что обеспечивает доступность и легкость обслуживания.

Компоновка и конструкция ОРУ обеспечивают возможность применения автокранов, гидровлических подъемников, телескопических вышек и инвертарных устройств для механизации ремонтных работ. Возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения смежных присоединений обеспечивается путем соблюдения «ремонтных расстояний».

Для питания токовых обмоток приборов установлены трансформаторы тока типа ТГФ-110-У1. Для питания обмоток напряжения приборов установлены трансформаторы напряжения НАМИ-110-УХЛ1. Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами - стандартные, железобетонные. Выключатели ВГТ-110-II-40/2500УХЛ1установлены в один ряд; перед выключателями имеется автодорога для проезда ремонтных механизмов и провоза оборудования. Во всех цепях установлены однополюсные двухколонковые разъединители РДЗ-1-110/1000. Под внутренней рабочей системой шин принято асимметричное килевое расположение разъединителей.

Защита оборудования и ошиновки ОРУ от прямых ударов молнии

предусмотрена при помощи молниеотводов, установленных непосредственно на стойках ячейковых порталов, имеющих общую высоту с молниеотводом 24,5 м.

Со стороны 10 кВ применяются КРУН. Все узлы ОРУ 10 кВ и КРУН 10 кВ изготовляются на заводе, в поставку завода не входит лишь силовой трансформатор.

Комплектное распределительное устройство (КРУН) - это распределительное устройство, состоящее из закрытых шкафов со встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами и вспомогательными устройствами. Шкафы КРУН изготовляются на заводах, что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения надежной работы электрооборудования. Шкафы с полностью собранным и готовым к работе оборудованием поступают на место монтажа, где их устанавливают, соединяют сборные шины на стыках шкафов, подводят силовые и контрольные кабели. Применение КРУН позволяет ускорить монтаж распределительного устройства. КРУН безопасно в обслуживании, так как все части, находящиеся под напряжением, закрыты металлическим кожухом.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Правила устройства электроустановок. - Санкт-Петербург.: Издательство ДЕАН, 2001.-928 с.

В.А. Боровиков, В.К. Косарев, Г.А. Ходот. Электрические сети энергетических систем. -Л.: Энергия, 1977. -392 с.

Б.Н. Неклепаев, И.П.Крючков. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования.- М.: Энергоатомиздат, 1989.-392 с.

Справочник по проектированию электроэнергетических систем. В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Иллиарионов и др. Под редакцией С.С. Рокотяна. -М.: Энергоатомиздат, 1985. -392 с.

Нормы технологического проектирования подстанций с высшим напряжением 35-750 кВ.

В.И. Идельчик. Электрические системы и сети. - М.: Энергоатомиздат, 1989.-592 с.

Д.Л. Файбисович. Справочник по проектированию электрических сетей.- М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005-320 с.ил.

А.В. Лыкин. Электрические системы и сети. Учеб.пособие.- М. Логос, 2006-254 с.

Размещено на Allbest.ru

...