Проектирование тупиковой подстанции 35 кВ открытого типа

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Орский гуманитарно-технологический институт

Федерального государственного бюджетного образовательного учреждения

Высшего образования «оренбургский государственный университет»

Кафедра электроэнергетики и теплоэнергетики

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Электрические станции и подстанции»

Проектирование тупиковой подстанции 35 кВ открытого типа

Руководитель

Р.Е. Мажирина

Студент

И.А. Шилов

Орск 2017 г.



Утверждаю заведующий кафедрой Электроэнергетики и теплотехники

___________ __________________

подпись инициалы, фамилия

«____» ______________ 2017 г.

ЗАДАНИЕ

на выполнение курсового проекта

студенту Шилову Ивану Андреевичу по направлению подготовки 13.03.02, «Электроэнергетика и электротехника» по дисциплине Электрические станции и подстанции

1 Тема проекта - Проектирование тупиковой подстанции 35 кВ открытого типа

2. Срок сдачи студентом проекта «____» _________ 2017 г.

3. Цель и задачи - сформировать и развить навыки применения теоритических знаний к решению задач, развитие навыков по расчетам, необходимым для дальнейшей производственной и научной деятельности

4. Исходные данные к проекту

Наименование показателя	Значение
Тип подстанции	Тупиковая, открытая
Число трансформаторов	2
Мощность трансформатора	10 МВА
Высокое напряжение; UВН	35 кВ
Низкое напряжение; UНН	10 кВ
Схема	5Н
Наименование потребителя	Населенный пункт
Коэффициент мощность	cosц = 0,75
Число отходящих фидеров	10 шт
Длина ВЛ по ВН	30 км
Тип ВЭЛ высокого напряжения	двухцепная

5. Перечень вопросов, подлежащих разработке: выбор трансформатора, выбор трансформатора собственных нужд, расчет воздушной линии ВН, расчет кабельных линий НН, расчет токов короткого замыкания, выбор и проверка оборудования ВН и НН

6. Перечень графического материала: план и разрез ОРУ 35 кВ, однолинейная схема РУ-10кВ.

Дата выдачи и получения задания:

Руководитель «____» _________ 2017 г. ____________ Студент «____» _________ 2017 г. ____________ ______________



Содержание

Введение

1. Проектирование подстанций

1.1 Требования к проектированию подстанций

1.2 Обзор современных решений при проектировании подстанций

2. Определение расчётных нагрузок

2.1 Расчёт полной установленной мощности

3. Выбор числа и расчёт мощности силовых трансформаторов

4. Выбор и обоснование схемы подстанции

5. Расчёт токов короткого замыкания (КЗ)

6. Выбор электроаппаратов и токопроводов РУ по условиям рабочего режима и проверка их по устойчивости к токам короткого замыкания

6.1 Выбор токопроводов ВЛЭП 35 кВ

6.2 Выбор токопровода ОРУ 35 кВ

6.3 Выбор токопровода РУ 10 кВ

6.4 Выбор изоляторов РУ 10 кВ

6.5 Выбор изоляторов ОРУ 35 кВ

6.6 Выбор коммутационных аппаратов ОРУ 35 кВ

6.7 Выбор коммутационных аппаратов РУ 10 кВ

6.8 Выбор аппаратов защиты подстанции от грозовых и коммутационных перенапряжений

7. Выбор трансформаторов собственных нужд и системы оперативного тока

7.1 Выбор системы оперативного тока

7.2 Выбор трансформатора собственных нужд (ТСН)

7.3 Выбор предохранителя ТСН

8. Выбор измерительных трансформаторов, приборов учета и контроля

8.1 Выбор количества и места измерительных приборов

8.2 Выбор измерительного трансформатора тока РУ 10кВ

8.3 Выбор измерительных трансформаторов напряжения РУ 10 кВ

8.4 Выбор измерительных трансформаторов ОРУ 35 кВ

9. Выбор конструкций и компоновки РУ

10. Расчёт заземляющих устройств и молниезащиты

10.1 Молниезащита

Заключение

Список использованных источников

Аннотация



Введение

Электроснабжение сельских районов осуществляется через районные понизительные подстанции, которые имеют следующие напряжения: 110/35/10, 110/10, 35/10 кВ. Число таких подстанций в Российской Федерации велико, и сооружены они были, в большинстве случаев, в 70 - 80-х годах.

Электрооборудование этих подстанций физически и морально устарело. К одному из наиболее эффективных направлений совершенствования эксплуатации электрической сети и понизительных подстанций относится разработка и внедрение принципиально нового оборудования, требующего значительно меньшего объёма технического обслуживания и ремонта, и имеющего сниженного значения параметров потока отказов. Следует отметить, что в прошлом все сельскохозяйственные потребители относились к III категории, на сегодняшний день, строительство в сельской местности предприятий перерабатывающей промышленности (к примеру, производство растительных масел) требует повышение надёжности электроснабжения. Следовательно, проектирование районных понизительных подстанций с целью реконструкции и модернизации является актуальной на сегодняшний день задачей.

Целью курсового проекта является выбор схемы понизительной подстанции, силового оборудования, составления плана и разработка конструкции подстанции.



1. Проектирование подстанций

1.1 Требования к проектированию подстанций

При проектировании ПС и ПП следует руководствоваться Правилами устройств электроустановок (ПУЭ), настоящими Нормами, нормативными документами, указанными в приложении 2.

При проектировании подстанций должно быть обеспечено:

1.3.1Надежное и качественное электроснабжение потребителей.

1.3.2Внедрение передовых проектных решений, обеспечивающих соответствие всего комплекса показателей подстанций современному мировому техническому уровню.

1.3.3Высокий уровень технологических процессов и качества строительных и монтажных работ.

1.3.4Экономическая эффективность, обусловленная оптимальным объемом привлекаемых инвестиций и ресурсов, используемой земли и снижением эксплуатационных затрат.

1.3.5Соблюдение требований экологической безопасности и охраны окружающей среды.

1.3.6Ремонтопригодность применяемого оборудования и конструкций.

1.3.7Передовые методы эксплуатации, безопасные и удобные условия труда эксплуатационного персонала.

1.4 Проектная документация на новое строительство, техническое перевооружение и реконструкцию подстанций разрабатывается с учетом утвержденных обоснований инвестиций, на основании утвержденного в установленном порядке задания на проектирование. В случае, когда в качестве альтернативы техперевооружению действующей подстанции имеется вариант новой подстанции, разработке проектной документации должно предшествовать выполнение технико-экономическогообоснования (ТЭО).

1.5Проектирование ПС должно выполнятся на основании утвержденных схем:

- развития энергосистемы; - развития электрических сетей района, города;

- внешнего электроснабжения объекта; - ремонта, технического и оперативного обслуживания энергосистемы;

- развития средств управления общесистемного назначения, включающие релейную защиту и автоматику (РЗА), противоаварийную автоматику, а также схемы развития АСДУ ОЭС, АИИС КУЭ;

- организации плавки гололеда на ВЛ в прилегающем к ПС районе.

1.6Из схем развития энергосистемы и сетей района или города, а также схем внешнего электроснабжения объекта принимаются следующие исходные данные:

- район размещения ПС; - нагрузки на расчетный период и их рост на перспективу с указанием

распределения их по напряжениям и категориям (в %); - число, мощность и номинальные напряжения трансформаторов;

соотношения номинальных мощностей обмоток трехобмоточных трансформаторов;

- уровни и пределы регулирования напряжения на шинах ПС и необходимость дополнительных регулирующих устройств с учетом требований к качеству электроэнергии;

- число присоединяемых линий напряжением 110 кВ и выше и их нагрузки (число линий 6, 10, 35 кВ и их нагрузки - по данным заказчика);

- рекомендации по схемам электрических соединений ПС; - режимы заземления нейтралей трансформаторов;

- места установки, число и мощность шунтирующих реакторов, конденсаторных батарей, управляемых средств реактивной мощности и других средств ограничения перенапряжения в сетях 110 кВ и выше;

- места установки, число и мощность дугогасящих реакторов для компенсации емкостных токов в сетях 35 кВ и ниже (по данным заказчика);

- требования по обеспечению устойчивости электропередачи (энергосистемы);

- требования к средствам управления общесистемного назначения; - расчетные значения токов однофазного и трехфазного КЗ с учетом

развития сетей и генерирующих источников на срок до 10 лет, считая от предполагаемого срока ввода ПС в эксплуатацию, а также мероприятия по ограничению токов КЗ.

1.7При разработке вопросов организации ремонта, технического и оперативного обслуживания электросетевых компаний учитываются следующие исходные данные:

- форма и структура ремонтно-эксплуатационногообслуживания иоперативно-диспетчерскогоуправления ПС;

-технические средства для ремонтно-эксплуатационногообслуживания

иоперативно-диспетчерскогоуправления ПС.

1.8Из схем организации плавки гололеда на ВЛ в прилегающем к ПС районе принимаются следующие исходные данные:

- необходимость и способ плавки гололеда на проводах и тросах ВЛ, отходящих от ПС;

- количество устанавливаемых на ВЛ дистанционных сигнализаторов гололедообразования.

1.9Из схем управления общесистемного назначения принимаются следующие данные:

- объемы проектирования устройств релейной защиты и вторичных цепей самой ПС (при новом строительстве, расширении, ТПВ и РК) и ПС прилегающей сети;

- объемы проектирования средств ПА, АРЧМ, АРН прилегающей сети; - данные о необходимости установки дополнительных коммутационных

аппаратов, измерительных трансформаторов.

1.10При отсутствии каких-либоданных, перечисленных в пп.1.5-1.9,или при наличии устаревших данных соответствующие вопросы следует разработать при выполнении обоснований инвестиций или уточнить в составе проекта (рабочего проекта) ПС в виде самостоятельных разделов.

1.11Проект (рабочий проект) ПС должен выполнятся на расчетный период (5 лет после ввода в эксплуатацию) с учетом перспективы ее развития на последующие не менее 5 лет.

1.12При проектировании новой (реконструируемой) ПС следует рассматривать вопросы схемы прилегающей электрической сети и ее отдельных элементов в соответствии с:

- требованиями и рекомендациями «Правил устройства электроустановок» (1), «Методических рекомендаций по проектированию энергосистем (6), а также других отраслевых норм и инструкций по вопросам развития электрических сетей и систем электроснабжения;

- выполненной и утвержденной схемой развития электрических сетей энергосистемы, или ее отдельных элементов, а также проектной документацией на строительство отдельных электросетевых объектов, если их осуществление сохраняет свое значение и целесообразность в условиях изменений, произошедших после утверждения схемы сети (проекта объекта) или ввода в работу первой очереди объекта;

- обеспечением законодательства в области охраны окружающей

среды и сбережения энергоресурсов.

При решении вопросов присоединения проектируемой (реконструируемой, расширяемой) ПС к сети энергосистемы изучается:

-экономическая эффективность принимаемых решений;

-важность рассматриваемого объекта электрической сети для энергосистемы. При этом следует учитывать влияние рассматриваемого объекта на условия работы других электрических объектов, а также

электрической сети в смежных энергосистемах и обеспечение транзитных перетоков мощности и электроэнергии;

-финансовых возможностей, обеспечивающих проведение работ по реконструкции и техническому перевооружению.

1.12.2 При проектировании новой или реконструируемой ПС основной сети (как правило, электрическая сеть напряжением 330 кВ и выше) должна обеспечиваться:

-пропускная способность сети в отдельных сечениях межсистемных связей с учетом транзитных перетоков мощности (в соответствии с требуемыми значениями);

-система резервирования внешнего электроснабжения отдельного энергоузла без ограничения его максимальной нагрузки;

-выдача полной мощности электростанций к узловым ПС энергосистемы.

1.12.3 В распределительной сети энергосистемы строительство новой ПС или техническое перевооружение существующей сети должно быть направлено на обеспечение:

-необходимой надежности, построения схем электрической сети, при которой обеспечиваются требования ПУЭ, а также отраслевых норм;

-требований нормативных документов и инструкций, касающихся внешнего электроснабжения отдельных потребителей (групп потребителей);

-оптимизации работы электрической сети путем обеспечения условий регулирования напряжения (установка трансформаторов с РПН и др.), при которых достигается надлежащее качество напряжения у потребителей в соответствии с требованиями «Методических рекомендаций по проектированию развития энергосистем» в нормальных и расчетных послеаварийных режимах работы электрической сети;

-исключения перегруженных участков электрической сети с целью снижения потерь электроэнергии (ликвидация «очагов» потерь);

-ограничения токов к.з.

1.13 Объем технического перевооружения и реконструкции подстанции определяется комплексной комиссией на основании документов, подготовленных по результатам полного обследования и оценки технического состояния подстанции и утвержденных в установленном порядке, в соответствии с Указанием «Об организации работ по техническому перевооружению и реконструкции электрических сетей» (5).

1.13.1 При проектировании технического перевооружения и реконструкции подстанций должны быть устранены дефекты, неисправности и повреждения оборудования, конструкций, устройств, схем, зданий, сооружений, а также изменены все технические решения, которые не соответствуют действующим нормативам или являлись причиной отказов при эксплуатации подстанций.

Допускается оставлять без изменений конструкции и технические решения, принятые на существующей подстанции, если, несмотря на их

несоответствие нормам, действующим на момент технического перевооружения, они удовлетворяют требованиям правил техники безопасности при производстве соответствующих работ, и в процессе эксплуатации не было случаев отказов по причинам этих несоответствий.

1.13.2Работоспособность оборудования и конструкций, оставляемых для дальнейшей эксплуатации, в необходимых случаях, должна подтверждаться проведением соответствующих испытаний с учетом его состояния.

Оборудование с истекшим сроком службы, как правило, должно заменяться новым.

1.13.3Применяемые на ПС силовое оборудование, устройства РЗА, ПА, АСУ ТП и связи, АИИС КУЭ, АСДТУ, систем диагностики, а такжепрограммно-техническиекомплексы и программное обеспечение систем АСТУ должны быть аттестованы в установленном в ОАО «ФСК ЕЭС» порядке (72).

1.2 Обзор современных решений при проектировании подстанций

Рассмотрим вкратце опыт проектирования городских энергетических сетей в России и зарубежом.

От стран Запада наши сети отличает, прежде всего, высокая степень износа силовой аппаратуры на всех этапах распределения. Однако сегодня этот вопрос начинает разрешаться в положительную сторону, особенно в столице.

Если говорить о проектировании электросетей, то традиционно на первое место в РФ выдвигаются показатели экономической эффективности инвестиционных проектов (финансовые, бюджетные, социально-экономические). При выборе варианта развития сети основным параметром оценки является условие минимума приведенных (дисконтированных) затрат при обеспечении требуемого энергетического эффекта. Понятно, что такой подход характерен и для традиционной западной экономики, однако в современных условиях он не является там превалирующим - разработчики Швейцарии в настоящее время уделяют особое внимание вопросам бесперебойного снабжения потребителей [3, 4], а в Англии расчеты производятся на основании минимизации потерь электроэнергии в элементах энергосети.

В России же до сих пор показатели надежности учитываются далеко не в первую очередь.

Несмотря на это, в последнее время наблюдается повышенный интерес среди отечественных разработчиков к проектированию распределительных сетей с точки зрения общеевропейских критериев.

Все это требует применения передовых методов проектирования сетей на основе накопленного зарубежного и отечественного опыта. Российские разработчики САПР предоставляют проектировщикам-энергетикам большой выбор специализированных программ.

Программный комплекс EnergyCS Line [2, 6] предназначен для проектирования воздушных линий электропередач и решения ряда не только инженерных, но и общепроектных исследовательских задач. Так, одной из наиболее трудоемких задач при проектировании являются расчеты токов коротких замыканий. Кроме того, увеличение объемов работ, связанных с проектированием подстанций электрических сетей, потребовало выполнения расчетов установившихся режимов сетей.

Другой продукт - Model Studio CS ЛЭП (ЛЭП - линия электропередачи) [7], решающий сходные задачи проектирования. При создании Model Studio CS ЛЭП использовались современные интерактивные технологии, результаты эргономических исследований и математические решения на основе алгоритмов Н.Б. Ильичева (Ивановский энергетический университет). Программный комплекс полностью соответствует требованиям правил устройства электроустановок (ПУЭ). Основная отличительная особенность системы - её интерактивность: вся работа осуществляется в режиме реального времени.

Представленный выше обзор существующих методов и систем перспективного развития показывает, что наиболее разумным представляется идея, согласно которой на первый план выдвигается не экономическая эффективность проектирования и внедрения проекта, а эксплуатационная - то есть повышение надежности, уменьшение частоты и времени отказов сети. В этом плане нам, безусловно, будет интересен опыт швейцарских ученых, которые рассматривают в качестве критерия надежности оценку ущербов от вынужденного отключения электроэнергии, совмещая тем самым физические и денежные показатели.

С другой стороны, следует отметить два основных момента.

* В каждой крупной стране (США, Китай и РФ) существуют свои, в чем-то сходные проблемы, связанные с усовершенствованием и развитием распределительных сетей. Сравнивая, например, Нью-Йорк, Лондон, Пекин и Москву, мы видим, что проблемы высокой плотности населения и отсутствия возможности для установки мощных распределительных подстанций играют в каждом из этих городов первостепенную роль. Какую бы математическую модель мы ни использовали, учет этих факторов необходим в первую очередь.

* В России уже достаточно давно существует мощная среда проектирования ЛЭП и подстанций городских сетей, которая учитывает все отечественные особенности, как с точки зрения состояния сетей, географических, климатических и других особенностей, так и с точки зрения существующих норм и правил на проектирование.

Однако в имеющихся в настоящее время обширных наработках в области перспективного развития сетей незначительное значение уделяется анализу перспективы развития города. При этом очевиден тот факт, что этот вопрос в настоящее время стоит особенно остро.

Предварительный анализ расчета нагрузок и развития города позволит оптимизировать структуру сети, снизить потери, и главное обеспечить надежное и качественное электроснабжение всех потребителей при минимизации затрат электросетевой компании.



2. Определение расчётных нагрузок

2.1 Расчёт полной установленной мощности

Нагрузка на жилищно-бытовые нужды:

,

где число жителей; ежегодный прирост населения, выраженный в процентах; перспективный срок проектирования; удельная мощность, приходящаяся на одного человека. Примем, что , тогда

.



3. Выбор числа и расчёт мощности силовых трансформаторов

Число трансформаторов на подстанциях выбирается в зависимости от мощности и ответственности потребителей, также наличия резервных источников питания в сетях среднего и низшего напряжений. Таким образом, выбор количества трансформаторов является технико-экономической задачей.

Если потребители, подключенные к проектируемой подстанции, имеют I или II категорию по надежности электропитания, то, согласно ПУЭ, эти потребители должны получать питание от двух независимых источников питания. Такими источниками для районной подстанции является два трансформатора. Если на подстанции нет потребителей I категории, а нагрузка потребителей II категории не превышает 20%, то, как первый этап проектирования на подстанциях, предусматривается установка одного трансформатора. Потребители II категории получают резервное питание по линиям 10 кВ от соседних подстанций или от автономных источников электроснабжения. По условию задания, проектируемая подстанция является тупиковой, имеются потребители I категории, поэтому выбираем подстанцию двухтрансформаторную.

Установленная мощность двухтрансформаторной подстанции

,

где КПАВ=1,4 - коэффициент, учитывающий участие в нагрузке потребителей I и II категории и допустимую аварийную перегрузку.

Выбор номинальной мощности трансформатора для двухтрансформаторной подстанции с учётом значения КПАВ=1,4.

Тит выбранного трансформатора и его номинальные параметры



Таблица 1

Марка	Номинальная мощность, кВА	Напряжение, кВ	Потери, кВт	Uкз, %	Iхх, %
		ВН кВА	НН кВА	Рхх	Ркз
ТМН-10000/35/10	10000	36,75	10,5	15,5	65	7,5	0,8



4. Выбор и обоснование схемы подстанции

Рисунок 1. Принципиальная схема тупиковой подстанции.

Понижающие подстанции предназначены для распределения энергии по сети низкого напряжения и создания пунктов соединения сети высокого напряжения. К главным схемам электрических соединений подстанций предъявляют следующие основные требования:

· Схема должна обеспечивать надёжное питание присоединённых потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки и с учётом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания.

· Схема должна обеспечивать надёжность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах.

· Схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановления питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала.

· Схема должна допускать поэтапное развитие РУ без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей.

Главная схема электрических соединений подстанции выбирается с использованием сетки типовых схем РУ 35-750 кВ.

Для тупиковой подстанции 35/10 кВ применяется схема 5-Н.

Рисунок 2. Принципиальная схема ОРУ 35кВ

Рисунок 3. Принципиальная схема РУ 10кВ (одна одиночная, секционированная выключателем система шин).



5. Расчёт токов короткого замыкания (КЗ)

Составляем расчетную схему электроустановки. Эта схема включает все элементы электроустановки, которые оказывают влияние на ток К.З..Также на расчетной схеме намечаем расчетные точки К.З..

Рисунок 4.Расчетная схема электроустановки.

Для подстанций с двухобмоточными трансформаторами расчетными точками К.З. являются сборные шины или вводы со стороны высокого напряжения и сборные шины низкого напряжения. Согласно рекомендациям по проектированию районных подстанций, ни при каких режимах работы не предусматривается параллельная работа трансформатора на двух трансформаторных подстанциях, т.е. в нормальном режиме секционный выключатель напряжением 10кВ всегда отключен. Это один из способов ограничения токов К.З. на уровне схемного решения.

По расчетной схеме составим эквивалентную схему замещения, на которой реальные объекты замещаем сопротивлениями, проводимостями и источниками, а электромагнитные связи замещаются электрическими связями. Так как рассматривается подстанция с высшим напряжением 35кВ, то в схеме замещения присутствуют только индуктивные сопротивления элементов. Если напряжение электроустановки меньше 1кВ, то элементы схемы замещения должны представляться в виде индуктивных и активных сопротивлений. Если в схеме присутствуют ЛЭП напряжением 220кВ и выше и длиною более100 км, то в схему замещения необходимо вводить емкостные проводимости линии. Для электроустановок с напряжением свыше 1000В расчеты токов К.З. удобнее проводить в относительных единицах. При этом необходимо привести сопротивление к базисным условиям.

Рисунок 5.Эквивалентная схема замещения.

В качестве базисных условий удобно задавать Sб (равное 100; 1000 МВА) и Uб (равно среднему эксплуатационному напряжению той ступени, на которой предполагается К.З.: 37, 115, 10,5 кВ).

В качестве базисных условий принимаем: SБ=1000 МВА UБ1=37 кВ UБ2=10,5 кВ

Базисные токи находим по формуле:

;

;

.

Определим сопротивление всех элементов схемы в относительных единицах:

;

;

.

Преобразуем схему замещения к наиболее простому виду, так чтобы каждый источник питания или группа источников питания с результирующим ЭДС были связанны с точкой К.З. одним результирующим сопротивлением.

Находим результирующее сопротивление.

Для точки К1:

.

Для точки К2:

.

Рисунок 6.Эквивалентные схемы замещения для точек К1 и К2.



Вычисляем значение действующей периодической составляющей начального тока трехфазного КЗ:

;

кА;

кА.

,

где Ку - ударный коэффициент (Ку=1,608 - для 35 кВ; Ку=1,71 - для 10 кВ ).

кА;

кА.

Определим тепловой импульс тока:

,

где Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей

(Та = 0,02 - для 35 кВ; Та = 0,06 - для 10 кВ ).

- время отключения тока КЗ

( = 0,2-для 35кВ; = 0,3-для 10кВ)

кА2с;

кА2с.



6. Выбор электроаппаратов и токопроводов РУ по условиям рабочего режима и проверка их по устойчивости к токам короткого замыкания

В распределительных устройствах электрических станций и подстанций содержится большое число электрических аппаратов и соединяющих их проводников. Выбор и расчет токоведущих частей аппаратов и проводников - важнейший этап проектирования любой электрической установки, от которого в значительной степени зависит надежность ее работы.

6.1 Выбор токопроводов ВЛЭП 35 кВ

При расчете питающих ЛЭП возможно два варианта подключения подстанции к центру питания:

1)одна питающая линия на 2 трансформатора;

2)две питающих линии.

По условию задания данная ЛЭП связанна с системой по двум линиям.

Определим максимальный рабочий ток:

.

Ток нормального режима будет в два раза ниже

.

После того как определили максимальный рабочий ток по справочным таблицам выбираем провода марки АС, сравнивая максимальный рабочий ток с допустимым током провода.

.

Согласно ПУЭ (глава 1.3, таблица 1.3.29), для допустимого длительного тока для неизолированных проводов по ГОСТ 839-80 соответствует провод марки АС 10/1,8 (сечением q=10 мм2 и током Iдоп=84 А).

Затем проверяем выбранное сечение по экономической плотности тока

,

где экономическое сечение провода, экономическая плотность тока для неизолированных алюминиевых проводов.

.

Выбираем провод большего сечения. Так для провода сечением q=35 мм2 соответствует провод марки АС 35/6,2(сечением q=35 мм2 и током Iдоп=175 А).

Далее выбранный провод проверим по условиям коронирования. Согласно ПУЭ, при напряжении 35кВ и выше проводники должны быть проверены по условиям образования короны, при этом наибольшая напряженность поля у поверхности любого из проводников, определенная при среднем эксплуатационном напряжении, должна быть не более 0,9 начальной напряженности электрического поля, соответствующей появлению общей короны.

Проверку проведем в следующем порядке:

1.Определим максимальное значение начальной критической напряженности поля, при которой возникает корона:

,

где т- коэффициент шероховатости провода (для многопроволочных проводов т=0,82;

r0- радиус провода в см ().

.

2.Рассчитаем напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного проводника:

,

где U- линейное напряжение, кВ;

Dср-среднее геометрическое расстояние между фазами, см

Dср=1,26D,

где D-расстояние между соседними фазами, см (согласно ПУЭ, таблица 2.5.9, можно принять D=2,75 м при U=35кВ)

Dср=1,26 275=346,5 см;

.



3.Провода не будут коронировать, если выполняется условие

;

.

Условие выполняется, значит, провода не будут коронировать.

4.Выбранный провод проверим на механическую устойчивость к гололедным и ветровым нагрузкам. В этом случае будем использовать данные таблицы 2.5.4, ПУЭ. Из ПУЭ определили, что толщина стенки гололеда в наших климатических условиях равна 15-20 мм, что соответствует минимальному сечению провода в 50 мм2.

Выбранный провод марки АС 50/8(сечением q=50 мм2 и током Iдоп=210 А) соответствует условиям по коронированию и по механической устойчивости к гололедным и ветровым нагрузкам.

6.2 Выбор токопровода ОРУ 35 кВ

Согласно рекомендациям справочной и учебной литературы на трансформаторных подстанциях в ОРУ в качестве токопроводов применяют гибкие провода марки АС или жёсткие шины в виде алюминиевых труб. Согласно ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах ОРУ и ЗРУ всех напряжений по экономической плотности тока не проверяются.

Выбор токопроводов проводится по максимальному рабочему току:

;

,

где коэффициент перегрузки трансформатора.



.

По справочным данным выбираем марку провода /8().

Выбранный токопровод проверим по термической стойкости при К.З. по условию:

;

, мм,

где термический коэффициент для неизолированных алюминиевых шин и проводов, выбираемый по справочным таблицам.

.

На электродинамическое действие тока К.З. проверяются гибкие шины РУ при

кА и провода ВЛ при кА.

6.3 Выбор токопровода РУ 10 кВ

Выбор токопроводов проводится по максимальному рабочему току:

;



,

где коэффициент перегрузки трансформатора.

.

Принимаем шины алюминиевые однополюсные прямоугольного сечения: , .

Выбранный токопровод проверим по термической стойкости при К.З. по условию:

;

, мм2,

где термический коэффициент для неизолированных алюминиевых шин и проводов, выбираемый по справочным таблицам.

;

.

Так как , то выбранная шина удовлетворяет условию термической стойкости при трёхфазном коротком замыкании.

Механический расчёт плоских шин.

Наибольшая (статическая) сила, действующая на среднюю фазу (находящуюся в наиболее тяжёлых условиях) трёх параллельных проводников, расположенных в одной плоскости, от взаимодействия между фазами при трёхфазном коротком замыкании без учёта механического резонанса: трансформатор замыкание подстанция перенапряжение

, н/м,

где расстояние между проводниками разных фаз (согласно таблице ПУЭ №4.2.7 минимальное расстояние между проводниками разных фаз в ЗРУ (подстанций) напряжением составляет а=130 мм).

.

Изгибающий момент будет равен:

,

где длина пролета между опорными изоляторами шинной конструкции.

.

Найдем напряжение в материале шин под действием изгибающего момента:

.



W- момент сопротивления шины оси перпендикулярной действию усилия.

Момент сопротивления шины определяется по специальным формулам в зависимости от конструкций шин:

.

Максимальное расчётное напряжение в шинах (без учёта механического резонанса):

.

Допустимое напряжение алюминиевых шин материала А1 из справочной таблицы:

.

Так как , то выбранные шины удовлетворяют условию динамической устойчивости при трёхфазном коротком замыкании.

Окончательно принимаются для установки на подстанции однополосные плоские окрашенные шины расположенные горизонтально размерами 40х5 мм.

6.4 Выбор изоляторов РУ 10 кВ

Для крепления жестких шин применяют опорные изоляторы. Их выбирают по номинальному напряжению ; по допустимой нагрузке ,

где FРАСЧ - расчетная сила действующая на головку изолятора,

FДОП - допустимая нагрузка на головку изолятора.

Н,

а- расстояние между фазами;

l- длина пролета между изоляторами;

Кh- поправочный коэффициент на высоту шины.

Выбираем опорно-стержневые изоляторы наружной установки РУ 10 кВ для.

Тип опорного изолятора наружной установки и его параметры

Таблица 2

Тип изолятора	Номинальное напряжение, кВ	Разрушающее усилие на изгиб, кН	Длина пути утечки тока, см	Высота, мм	Масса, кг
ИОС-10-2000 УХЛ	10	20	20	284	26

Проверка выбранного опорного изолятора по условию допустимого усилия

, следовательно, выбранный изолятор удовлетворяет условию.

Проходные изоляторы устанавливаются для ввода токопроводов КРУН или ЗРУ. Их выбирают по номинальному напряжению установки ; по допустимой нагрузке , по максимальному рабочему току или току длительного ремонтного режима.

Проходные изоляторы наружной установки в РУ 10 кВ



;

;

,

где fф- максимальная сила, действующая на среднюю фазу

Н/м.

Тип выбранного проходного изолятора для наружной установки и его параметры

Таблица 3

Тип изолятора	Номинальное напряжение, кВ	Номинальный ток, А	Минимальное разрушающее усилие, Н	Число шин	Масса, кг
ИПТ 10/630-750 УХЛ,Т1	10	630	7500	1	7,0

Выбранный проходной изолятор по условию допустимого усилия удовлетворяет.

6.5 Выбор изоляторов ОРУ 35 кВ

Линейный изолятор тарельчатого типа является самой распространенной конструкцией на ЛЭП напряжением 35 кВ и выше. Выбираем изолятор, у которого изоляционная деталь изготовлена из стекла, что обеспечивает более удобное обслуживание линии, марки ПС-6А. Так как количество подвесных изоляторов в гирлянде выбирается в зависимости от напряжения электроустановки и климатических, то изолятор для напряжения 35 кВ будет состоять из 4 тарелок.

Согласно ПУЭ (4.2.135.), гирлянды подвесной изоляции на порталах ОРУ 20 и 35 кВ с тросовыми или стержневыми молниеотводами, а также на концевых опорах должны иметь следующее количество изоляторов:

1. на порталах ОРУ с молниеотводами:

не менее шести изоляторов при расположении вентильных разрядников или соответствующих им по уровню остающихся напряжений не далее 15 м по магистралям заземляющего устройства от места присоединения к нему;

не менее семи изоляторов в остальных случаях;

2. на концевых опорах:

не менее семи изоляторов при подсоединении к порталам троса ПС;

не менее восьми изоляторов, если трос не заходит на конструкции ПС и при установке на концевой опоре стержневого молниеотвода.

6.6 Выбор коммутационных аппаратов ОРУ 35 кВ

Выбор силовых выключателей.

Выключатели выбирают по номинальным значениям напряжения и тока, роду установки и условиям работы, конструктивному выполнению и отключающей способности.

Современные рекомендации по проектированию подстанции указывают, при напряжениях установки от 110 кВ и выше необходимо применять элегазовые выключатели, в РУ напряжением 10(6) кВ необходимо применять вакуумные выключатели, а РУ напряжением 35 кВ могут применяться как элегазовые так и вакуумные выключатели.

Выберем выключатель, удовлетворяющий условиям:



Тип выбранного выключателя и его параметры

Таблица 4

Тип выключателя	ВВК-35Б-1000-20У1
Конструктивное исполнение	Вакуумный
Номинальное напряжение, кВ	35
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	40,5
Номинальный ток, А	1000
Предельный сквозной ток (амплитудное значение), кА	51
Ток термической устойчивости, кА	20
Время протекания тока термической устойчивости,	4
Номинальный ток отключения, кА	20
Собственное время выключателя	включения,	0,03
	отключения,	0,07
Масса выключателя,	780
Привод	электромагнитный

Проверка на коммутационные способности выключателя:

1) проверка по отключающей способности:

а) проверка на симметричный ток отключения:

,

где ток отключения выключателя,

номинальный ток отключения.

.

б) проверка на отключение апериодической составляющей тока КЗ:

;

;

,

где расчётное время размыкания дугогасительных контактов;

постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ;

tз.min-минимальное время действия релейной защиты(примем равное 0,01 );

tс.в.0,07с- собственное время отключения выключателя;

;

;

,

номинальное относительное содержание апериодической составляющей тока отключения (определяется по справочным кривым в зависимости от расчётного времени размыкания дугогасительных контактов).

;

,

условие выполняется.

2) проверка по включающей способности

;

.



3) проверка на электродинамическую стойкость:

,

где iп.с.- амплитудное значение предельного сквозного тока

.

4) проверка на термическую стойкость:

,

где ток термической устойчивости; время протекания тока термической устойчивости.

,

.

Выбор разъединителей

Разъединители выбирают по номинальным значениям напряжения и тока, роду установки и условиям работы, конструктивному выполнению.

Выберем разъединитель наружной установки, удовлетворяющий условиям:

Тип выбранного разъединителя и его параметры



Таблица 5

Тип	РГ - 35/1000 УХЛ1
Номинальное напряжение, кВ	35
Наибольшее напряжение, кВ	40,5
Номинальный ток, А	1000
Ток электродинамической стойкости, кА	40
Ток термической устойчивости, кА	16
Время протекания тока термической устойчивости,	3
Привод	ПДН-1

Проверка разъединителя на динамическую устойчивость:

,

,

условие выполняется.

Проверка разъединителя на термическую устойчивость токов КЗ:

,

где ток термической устойчивости; время протекания тока термической устойчивости.

;

,

условие выполняется.

6.7 Выбор коммутационных аппаратов РУ 10 кВ

РУ 10 кВ представляет собой комплектное распределительное устройство (КРУ), которое состоит из электрических аппаратов, распределяющих электрическую энергию и обеспечивающих защиту от аварийных режимов.

Параметры КРУ / TEL и встроенного вакуумного выключателя ВВ/TEL - 10 - 12,5/1000

Таблица 6

Номинальное напряжение КРУ, кВ	10
Максимальное напряжение КРУ, кВ	12 кВ
Номинальный ток КРУ, А	400
Номинальный ток сборных шин, А	630
Тип выключателя	ВВ/TEL - 10 - 12,5/1000
Конструктивное исполнение	вакуумный
Номинальное напряжение выключателя, кВ	10
Наибольшее рабочее напряжение выкл., кВ	12
Номинальный ток, А	1000
Предельный сквозной ток (амплитудное значение), кА	52
Ток термической устойчивости, кА	20
Время протекания тока термической устойчивости,	1
Номинальный ток отключения, кА	20
Мощность отключения,	---
Собственное время выключателя	включения,	0,07
	отключения,	0,015
Масса выключателя,	32
Тип привода	Электромагнитный

Осуществим проверку на коммутационную способность выключателя для ячейки ввода КРУ, так как данный выключатель коммутирует наибольшую мощность.

Проверка по отключающей способности:

а) проверка на симметричный ток отключения:



,

где ток отключения выключателя,

номинальный ток отключения.

.

б) проверка на отключение апериодической составляющей тока КЗ:

;

;

,

где расчётное время размыкания дугогасительных контактов;

постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ;

tз.min-минимальное время действия релейной защиты(примем равное 0,01 );

tс.в.0,015с- собственное время отключения выключателя;

;

;

,

номинальное относительное содержание апериодической составляющей тока отключения (определяется по справочным кривым в зависимости от расчётного времени размыкания дугогасительных контактов).



;

,

условие выполняется.

Проверка по включающей способности

;

.

Проверка на электродинамическую стойкость:

,

где iп.с.- амплитудное значение предельного сквозного тока

.

Проверка на термическую стойкость:

,

где ток термической устойчивости; время протекания тока термической устойчивости.

,

.

Конструкция КРУ / TEL имеет выкатную тележку, на которой располагают вакуумный выключатель. При такой конструкции разъединители не предусматриваются.

6.8 Выбор аппаратов защиты подстанции от грозовых и коммутационных перенапряжений

В РУ 35 кВ, к которым присоединены ВЛ, должны быть установлены вентильные разрядники (РВ) или ограничители перенапряжения (ОПН). Разрядники вентильные или ОПН следует выбирать с учётом координации их защитных характеристик с изоляцией защищаемого оборудования, соответствия наибольшего рабочего напряжения наибольшему рабочему напряжению сети с учётом высших гармоник и неравномерности распределения напряжения по поверхности, а также допустимых повышений напряжения в течении времени действия резервных релейных защит при однофазном замыкании на землю, при одностороннем включении линии или переходном резонансе на высших гармониках.

В данном курсовом проекте выбор разрядников и ограничителей перенапряжения осуществим по номинальному напряжению.

Тип выбранного ограничителя перенапряжения РУ 35 кВ и его паспортные данные

Таблица 7

Тип	ОПН-У-УХЛ1
Класс напряжения сети, кВ	35
Допустимое напряжение на ограничителе, кВ	38,5
Номинальный разрядный ток, кА	10
Максимальная амплитуда импульса тока 4/10 мкс,кА	100
Пропускная способность, А, не менее	450

Тип выбранного ограничителя перенапряжения РУ 10 кВ и его паспортные данные



Таблица 8

Тип	ОПН-П1-10
Класс напряжения сети, кВ	10
Напряжение на ограничителе, кВ, допустимое в течение времени: 20 мин; 20 с; 1 с; 0,15 с	14,40; 16,00; 17,25; 18,40
Номинальный разрядный ток, кА	10
Остающееся напряжение при волне импульсного тока 8/20 мкс, кВ, не более, с амплитудой тока: 500 А; 5000 А; 10000 А	29,5 36,0 38,0
Расчётный ток коммутационного перенапряжения на волне тока длительностью30/60 мкс, А	400

7. Выбор числа отходящих ЛЭП, типа и сечение проводов и кабелей.

Количество отходящих линий определяется категорией надежности электроснабжения потребителей и их мощностью.

Электрические сети, предназначенные для электроснабжения сельских потребителей, выполняют по радиальным нерезервируемым и кольцевым схемам, которые весьма разветвлены. Линии являются, как правило, воздушными со штыревыми изоляторами на деревянных или железобетонных опорах. Особенность сельской сети напряжением 6...20кВ состоит в том, что воздушная распределительная линия (магистраль) не заходит в каждую ТП. Это связано с тем, что из-за значительной разбросанности потребителей экономически не выгодно заводить магистраль в каждую ТП. Трансформаторные подстанции подключаются к радиальной линии при помощи ответвлений (отпаек).

В данном проекте выберем комбинированную распределительную сеть. Сечение проводов в такой сети выбирают только по условиям нормального режима, так как в послеаварийном режиме нагрузка сети меньше, чем в нормальном режиме.

Число отходящих линий равно 10.

Выбор сечения проводов отходящих линий 10 кВ по условию нормального режима

Таблица 9

Потребитель	, А	, А	Марка провода
Тепличное хозяйство	26	175	АС-35/6,2
Торговый комплекс	33	175	АС-35/6,2
Сельхозкооператив	23	175	АС-35/6,2
Воинская часть	14	175	АС-35/6,2

Согласно ПУЭ, по гололедной устойчивости с толщиной стенки 15мм минимально-допустимое сечение сталеалюминевых проводов 10 кВ составляет 35 .

Полное количество ячеек КРУН составляют ячейки отходящих линий (10 линий), объединённая ячейка межсекционного выключателя, ячейки трансформатора напряжения (на каждую секцию устанавливается один трансформатор напряжения), ячейки трансформатора собственных нужд, и ячейки ввода.



7. Выбор трансформаторов собственных нужд и системы оперативного тока

7.1 Выбор системы оперативного тока

Питание цепей управления и сигнализации, защиты и автоматики, а также включающих и отключающих устройств различных коммутационных аппаратов главных цепей (автоматов, вакуумных выключателей, разъединителей с дистанционным управлением и т. п.) осуществляется от специальных источников оперативного тока. Совокупность источников питания, кабельных линий, шин питания, переключающих устройств и других элементов оперативной цепи составляет систему оперативного тока данной электроустановки.

К системам оперативного тока предъявляют требования высокой надёжности, а также безотказности действия при коротком замыкании и других ненормальных режимах в цепях главного тока. Для питания оперативных цепей применяются источники постоянного, выпрямленного и переменного тока. На подстанциях 35/10 кВ с вакуумными выключателями 35 кВ, имеющие электромагнитные приводы, с выключателями РУ 10 кВ также имеющие электромагнитные приводы применяют выпрямленный оперативный ток. Источниками выпрямленного оперативного тока могут быть блоки питания, включаемые на трансформаторы тока, напряжения и собственных нужд, и силовые выпрямители. Блоки питания используются для питания цепей релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации. Для питания электромагнитов включения привода выключателей используют силовые выпрямители, в частности устройства питания комплектные типа УПК, состоящие из выпрямителя с распределительным устройством выпрямленного тока и индукционного накопителя.



7.2 Выбор трансформатора собственных нужд (ТСН)

Электрооборудование, обеспечивающее нормальную работу подстанции, требуют установки ТСН. К такому оборудованию относятся:

· осветительное оборудование ПС;

· установки обогрева шкафов КРУН и вентиляции;

· ремонтная нагрузка;

· для ПС с постоянным дежурным персоналом - оборудование освещения, отопления и вентиляции ОПУ;

· обогрев приводов выключателей и разъединителей

Для всех двухтрансформаторных ПС устанавливаются два трансформатора собственных нужд.

Основные нагрузки собственных нужд подстанции Pуст, кВт.

Таблица 10.

Потребитель	Потребляемая мощность, кВт
Освещение ОРУ 35 кВ	1
Подогрев шкафов КРУН	12х1
Ремонтная нагрузка	5
Подогрев приводов выключателей	2х1,8
Подогрев приводов разъединителей	0,6х3
Подогрев релейного шкафа	2
ИТОГО: Руст, кВ	27,2

Мощность трансформатора собственных нужд определяется по формуле

,

где kc - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. В ориентировочных расчетах можно принять kc=0.8;

Qуст - реактивная мощность двигательной нагрузки ( равна 0, т.к. тип трансформатора не ТД ).

.

Мощность трансформатора собственных нужд подстанции выбирается: при двух трансформаторах собственных нужд на подстанции без постоянного дежурства

.

Тип и паспортные данные выбранного трансформатора собственных нужд

Таблица 11

Марка	Номинальная мощность, кВА	Напряжение, кВ	Потери, кВт	Uкз, %	Iхх, %
		ВН	НН	Рхх	Ркз
ТМ - 25/10 У1	25	6;10	0,4	0,13	0,6	4,5	3,2

Схема подключения ТСН к сети низкого напряжения подстанции зависит от системы оперативного тока, если оперативный ток переменный (выпрямленный), то ТСН подключается к выводу низкого напряжения силового трансформатора до вводного выключателя. При постоянном оперативном токе ТСН присоединяется к сборным шинам низкого напряжения. ТСН мощностью до 63кВА включительно устанавливается в одну из ячеек КРУН. Если ТСН имеет большую мощность, то он устанавливается на отдельную площадку.



Рисунок 7 - Схема питания собственных нужд подстанции.

7.3 Выбор предохранителя ТСН

Выбор предохранителя для защиты трансформатора собственных нужд

Условия выбора:

;

;

;

.

Выберем предохранитель типа ПКТ101-10-2-31,5У3.



8. Выбор измерительных трансформаторов, приборов учета и контроля

8.1 Выбор количества и места измерительных приборов

Контроль над режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанции осуществляется с помощью контрольно измерительных приборов.

В зависимости от характера объекта и структуры его управления объем контроля, и место установки контрольно-измерительной аппаратуры могут быть различными. Приборы могут устанавливаться на главном щите управления (ГЩУ), блочном щите управления (БЩУ), и центральном щите управления (ЦЩУ).

На проектируемой подстанции приборы контроля и измерения электроэнергии установлены непосредственно в КРУН.

Выбор характера, количества и места установки измерительных приборов

Таблица 12

Цепь приборов и сторона напряжения	Место установки приборов и сторона напряжения	ПРИБОР
		Графический код	Буквенный код	Кол-во приборов
Двухобмоточный трансформатор со стороны 10 кВ	Вводы КРУН 10 кВ	A W var Varh	РА PW PVA PI PK	1 1 1 1 1
Выводы 10кВ	Ячейки КРУН отходящие линии	Varh	РА PI PK	1 1 1
Сборные шины 10 кВ	Ячейки КРУН 10 кВ для ТН	V	PV	2
Секционный выкл. 10 кВ	Ячейки секционного выключателя

Подобные документы

• Выбор схемы понизительной подстанции, силового оборудования, составления плана и разработка конструкции подстанции

  Расчет суммарной расчетной мощности подстанции на шинах 10 кВ. Выбор числа и расчет мощности силовых трансформаторов. Определение токов короткого замыкания. Выбор электроаппаратов, токопроводов, заземляющих устройств по условиям рабочего режима.
  
  дипломная работа [775,7 K], добавлен 23.09.2014
  

• Расчет и проектирование отпаечной тяговой подстанции постоянного тока

  Выбор числа, типа и мощности тяговых агрегатов. Расчет тока короткого замыкания на шинах. Определение трехфазных токов и мощности короткого замыкания. Выбор, расчет и проверка шин, основных коммутационных аппаратов и измерительных трансформаторов.
  
  курсовая работа [352,4 K], добавлен 30.11.2013
  

• Проектирование узловой подстанции 220/35/10

  Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Проверка коэффициентов их загрузки. Разработка и обоснование принципиальной электрической схемы подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Выбор и проверка основного электрооборудования. Выбор изоляторов.
  
  курсовая работа [615,2 K], добавлен 12.06.2011
  

• Проект узловой подстанции 330/35/6

  Выбор числа и мощности силовых трансформаторов и сечений проводов питающих высоковольтных линий. Разработка принципиальной электрической схемы подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Проверка электрических аппаратов и токоведущих частей подстанции.
  
  курсовая работа [498,0 K], добавлен 24.11.2012
  

• Проектирование электрической подстанции 110/10 кВ

  Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания и их ограничение. Определение структурной схемы. Разработка главной схемы подстанции. Выбор и проверка электрических аппаратов, кабелей и электроизмерительных приборов.
  
  курсовая работа [3,5 M], добавлен 22.09.2014
  

• Электроснабжение и электрооборудование узловой распределительной подстанции

  Характеристика электрооборудования узловой распределительной подстанции. Расчет электрических нагрузок, компенсация реактивной мощности, выбор типа, числа и мощности силовых трансформаторов и места расположения подстанции. Расчет токов короткого замыкания
  
  курсовая работа [99,3 K], добавлен 05.06.2011
  

• Расчет тупиковой подстанции для электроснабжения нового микрорайона

  Современное состояние энергетики Московской области. Анализ нагрузок, категории потребителей и необходимой мощности. Выбор силовых трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Капитальные затраты на проектирование, строительство, монтаж подстанции.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 17.08.2015
  

• Выбор оборудования для проектирования районной понизительной подстанции 110/35/10кВ "Федотово"

  Определение расчетной нагрузки района. Выбор мощности и схем тупиковой подстанции. Изучение схемы электроснабжения района. Подбор линий электропередач и мощности силовых трансформаторов районной понизительной подстанции. Расчет токов короткого замыкания.
  
  дипломная работа [175,8 K], добавлен 30.06.2015
  

• 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 подстанции 110/6 кВ с решением задачи координации изоляции

  Электрическая схема подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрооборудования подстанции. Защита электрооборудования от импульсов грозовых перенапряжений, набегающих с ВЛ. Расчет проходного изолятора на 110 кВ с бумажно-масляной изоляцией.
  
  дипломная работа [950,9 K], добавлен 04.09.2010
  

• 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
  

• Молниезащита подстанции

  Комплексная защита подстанции. Защита подстанции от прямого удара молнии. Принцип работы молниеотвода. Аппараты защиты подстанции от импульсных перенапряжений атмосферного характера или от грозовых перенапряжений. Правила защиты электроустановок.
  
  реферат [536,7 K], добавлен 07.05.2016
  

• Проектирование районной подстанции

  Расчет графиков нагрузки потребителей и мощности подстанции. Выбор силовых трансформаторов и проводов ЛЭП; распределительного устройства высшего, среднего и низшего напряжения; силовых выключателей, разъединителей. Расчет токов короткого замыкания.
  
  курсовая работа [452,8 K], добавлен 06.10.2014
  

• Проектирование электрической части подстанции

  Расчет электрической части подстанции. Выбор средств ограничения токов короткого замыкания, сборных шин и электрических аппаратов. Определение суммарных мощностей, выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Закрытые распределительные устройства.
  
  курсовая работа [237,2 K], добавлен 26.01.2011
  

• Электроснабжение подстанции

  Достоинства радиальных, магистральных и смешанных схем электрических сетей. Компенсация реактивной мощности. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Описание схемы автоматического включения резерва.
  
  курсовая работа [218,5 K], добавлен 31.08.2014
  

• Проектирование трансформаторной подстанции

  Разработка структурной схемы подстанции, выбор количества и мощности силовых трансформаторов. Расчет количества присоединений РУ. Проведение расчета токов короткого замыкания, выбор токоподводящего оборудования и трансформаторов, техника безопасности.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 31.10.2009
  

• Расчет и проектирование транзитной тяговой подстанции постоянного тока

  Разработка эскизного проекта тяговой подстанции постоянного тока: обоснование главной схемы, выбор числа, типа и мощности рабочих и резервных тяговых агрегатов и трансформаторов; расчет токов короткого замыкания; аппаратура и схема питания подстанции.
  
  курсовая работа [913,8 K], добавлен 29.07.2013
  

• Проектирование подстанции ТОО "Термо Мастер" и выбор электрооборудования

  Производственная мощность проектируемой электрической подстанции. Выбор числа и мощности трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Максимальная токовая защита от перегрузки автотрансформаторов. Компоновка основного электрооборудования подстанции.
  
  дипломная работа [661,4 K], добавлен 01.07.2015
  

• Проектирование электрической части подстанции

  Определение суммарной мощности подстанции. Выбор числа и мощности трансформаторов. Расчет токов, проверка по обеспечению термической стойкости кабелей отходящих линий. Выбор схемы соединений, сборных шин, токопроводов и кабелей; конструктивные решения.
  
  курсовая работа [1,7 M], добавлен 19.12.2014
  

• Электрическая часть подстанций систем электроснабжения

  Расчет электрической части подстанции. Определение суммарной мощности потребителей подстанции. Выбор силовых трансформаторов и схемы главных электрических соединений подстанции. Расчет заземляющего устройства, выбор защиты от перенапряжений и грозы.
  
  курсовая работа [489,4 K], добавлен 21.02.2011
  

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