Районная понизительная подстанция 220/35/10 кВ

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Физика
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    1,14 Мб
  • Опубликовано:
    2013-02-25
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Районная понизительная подстанция 220/35/10 кВ

Министерство образования и науки Российской Федерации

Саратовский Государственный Технический Университет









Расчетно-пояснительная записка к курсовому проекту

КФБН 1004.XX.XXX ПЗ

Районная понизительная подстанция 220/35/10 кВ

Разработал:

студент группы ЭПП-41

Васильев Н.О.

Принял:

доцент кафедры ЭПП

Куликов В. Д.


Саратов 2011

Реферат

Расчетно-пояснительная записка содержит: 71 страниц, 17 рисунков, 39 таблиц, 13 источников, чертежи - два формата А1.

ПОТРЕБИТЕЛЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ, РАЙОННАЯ ПОНИЗИТЕЛЬНАЯ ПОДСТАНЦИЯ, РАСЧЁТНАЯ НАГРУЗКА, ТРАНСФОРМАТОР, ПОДСТАНЦИЯ, ЭКОНОМИКА, ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ, КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ, ПЕРЕГРУЗКА, СХЕМА, ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ, ЗАЩИТА, ЗАМЫКАНИЕ, АВТОМАТИКА, ЗАЗЕМЛЕНИЕ, МОЛНИЕЗАЩИТА.

В курсовом проекте районной понизительной подстанции для электроснабжения потребителей электрической энергией рассмотрены вопросы проектирования электрической части понизительной подстанции на высшее напряжение 220 кВ, среднее 35 кВ и низшее напряжение 10 кВ, с трёхобмоточными трансформаторами. Рассмотрены различные схемы электрических соединений подстанции, произведен выбор числа и мощности силовых трансформаторов с учетом графиков нагрузок. После этого были рассчитаны токи короткого замыкания, по которым был произведен выбор основного электрооборудования, токоведущих частей, релейной защиты, автоматики, выбор оперативного тока, источников питания, регулирование напряжения на подстанции. Также при выборе основного электрооборудования были использованы каталоги современных производителей.

В результате была спроектирована районная понизительная подстанция, удовлетворяющая требованиям современного энергоснабжения потребителей всех категорий.

Содержание

Введение

1.      Характеристика объекта проектирования

.        Обработка графиков нагрузок

.        Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

.        Технико-экономический расчет по выбору мощности силовых трансформаторов

.        Выбор главной схемы электрических соединений

.        Расчет токов короткого замыкания

.        Выбор основного электрооборудования и токоведущих

. Выбор релейной защиты и автоматики

. Измерение и учет электроэнергии

. Выбор оперативного тока и источников питания

. Собственные нужды подстанции

. Регулирование напряжения на подстанции

. Выбор конструкции распредустройств

. Заземление подстанции

. Молниезащита подстанции

Заключение

Список используемых источников

Введение

Системы электроснабжения (СЭС) отличаются от других технических систем рядом особенностей: огромным (до нескольких тысяч) количеством элементов, дискретностью рядов их номинальных параметров и многофункциональностью некоторых из них, случайным характером электрических нагрузок и внешних воздействий, распределением элементов СЭС по значительным территориям, многокритериальностью функций управления и ограничений на управляющие воздействия.

Современные СЭС должны обеспечивать оптимальные значения множества критериев: экономичность, в том числе и энергосбережение, надежность, качество электроэнергии, электробезопасность и ряда других. Причем, каждый из перечисленных критериев оптимальности имеет еще и ряд показателей.

В проекте приводится попытка оптимального проектирования районной понизительной подстанции для электроснабжения потребителей на основе существующих нормативных документов, как базы накопленного интеллектуального, эксплуатационного, организационного и технологического опыта предыдущих поколений энергетиков.

1. Характеристика объекта проектирования

Проектируемая понизительная подстанция служит для преобразования и распределения электроэнергии. Так как среди числа потребителей электроэнергии подстанции есть I и II категории, то в цепях подстанции необходимо устанавливать два трансформатора.

Рисунок 1.1- Схема сетевого района

Система (С1):

-        мощность короткого замыкания системы: МВА

         номинальное напряжение кВ

Генераторы ТЭЦ (G1 - G4) типа ВГС -1525/135-120 [1]:

-        номинальная мощность турбогенераторов: МВА

         номинальное напряжение: кВ

         сверхпереходное реактивное сопротивление:

Трансформаторы (Т3, Т4) типа АТДЦТН 125000/220 [1]:

-        номинальная мощность трансформаторов: МВА

Нагрузка

-        Н1: МВА

         Н5: МВА

Длина линий:

-линия W2:км

линия W4 км

Характеристика потребителей проектируемой подстанции

-        максимальная суммарная нагрузка: МВт

         коэффициент мощности нагрузки потребителей:

         номинальное высшее напряжение:кВ

         номинальное среднее напряжение: кВ

         номинальное низшее напряжение:

         количество отходящих линий на стороне СН: штук

         количество отходящих линий на стороне НН:штук

Нагрузка потребителей по категориям:

-        количество потребителей I категории:

         количество потребителей II категории:

         количество потребителей III категории:

Активная нагрузка потребителей в процентах в течение суток (таблица 1.1).

Графики нагрузок в процентах от максимальной активной нагрузки

Таблица 1.1

Время суток, часы

Активная нагрузка, %


Потребители, подключенные к РУ НН

Потребители, подключенные к РУ СН


зимой

летом

Зимой

летом

0-6

40

30

70

60

6-12

100

70

100

80

12-18

90

80

80

70

18-24

70

40

90

50


Исходные данные для проектирования заземляющего устройства

- удельное сопротивление слоев земли  Ом·м

 Ом·м

толщина верхнего слоя земли м

2. Обработка графиков нагрузок

Электрическая нагрузка отдельных потребителей, а следовательно и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электростанций в энергосистеме, непрерывно меняется. Принято отражать этот факт графиком нагрузки, т.е. диаграммой изменения мощности энергоустановки во времени.

По заданным суточным графикам в относительных единицах (P/Pmax) и максимальной нагрузки на шинах пониженного напряжения (Smax) строим зимний и летний суточные графики на шинах всех напряжений.

Задаёмся распределением нагрузки между СН и НН - 40/60.

Мощность, потребляемая обмоткой среднего и низшего напряжения

МВт,

МВт,

Приведем данные в МВА в таблице 2.1 для каждой обмотки

Таблица 2.1 Активная нагрузка потребителей в МВА в течение суток


Обмотка ВН

Обмотка СН

Обмотка НН

Мощность

37,5

15

22,5

Время суток, часы

зимой

летом

зимой

летом

зимой

Летом

0-6

25,5

18

12

9

13,5

9

6-12

37,5

27

15

13,5

22,5

13,5

12-18

36,25

25,5

15

12

20,25

13,5

18-24

31,5

15

13,5

6

18

9


Построим суточные графики для каждой обмотки в МВт Рисунок 2.1; Рисунок 2.2; Рисунок 2.3

По зимним суточным графикам вычисляем коэффициенты нагрузки.

Для обмотки высшего напряжения


где

МВт,

Для обмотки среднего напряжения

Для обмотки низшего напряжения

По суточным графикам нагрузок потребителей в зимний и летний периоды построим годовые графики продолжительности нагрузок для каждой обмотки трансформатора. Продолжительность зимнего периода принимаем 183 суток, летнего - 182.

Рисунок 2.1

Рисунок 2.2

Рисунок 2.3

Для обмотки высшего напряжения

Количество электроэнергии потребляемое проектируемой подстанцией за год  вычисляют по формуле

МВт´ч,

МВт´ч,

Среднегодовую нагрузку вычисляем по формуле

МВт,

МВт,

Коэффициент заполнения вычисляем по формуле


Продолжительность использования максимальной нагрузки

ч,

ч,

Время набольших потерь за год определяем по графику зависимости времени наибольших потерь от продолжительности использования максимальной нагрузки [1,с 546,Рис.10,1]

,

ч

Для обмотки среднего напряжения

Количество электроэнергии потребляемое проектируемой подстанцией

МВт´ч,

Среднегодовая нагрузка

МВт,

Коэффициент заполнения

Продолжительность использования максимальной нагрузки

ч,

Время набольших потерь за год

ч,

Для обмотки низшего напряжения

Количество электроэнергии потребляемое проектируемой подстанцией

МВт´ч,

Среднегодовая нагрузка

МВт,

Коэффициент заполнения

Продолжительность использования максимальной нагрузки

ч,

Время набольших потерь за год

ч

Рисунок 2.4

Рисунок 2.5

Рисунок 2.6

3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на проектируемой подстанции

Определим число трансформаторов, а также рассчитаем их мощности, затем выберем рассчитанные из ряда стандартных в соответствии с ГОСТ 9680-77Е.

Выбор числа устанавливаемых трансформаторов

Так как проектируемая подстанция имеет потребителей I и II категорий, то необходимое число устанавливаемых трансформаторов не менее двух.

Номинальная мощность силового трансформатора обеспечивающего бесперебойное питание потребителей, , МВА, вычисляют по формуле

МВА,

МВА,

где  - коэффициент допустимой аварийной перегрузки.

Основные параметры выбранных трансформаторов сведем в таблицу 3.1

Таблица 3.1 Основные параметры силовых трансформаторов

Параметр

Обозначение

Вариант с трансформаторами



ТДТН-25000/220 (Т1)

ТДТН-40000/220 (Т2)

Номинальная мощность трансформаторов, МВА

2540



Номинальные напряжения обмоток, кВ

ВН

230230




СН

38,538,5




НН

1111



Напряжение короткого замыкания, %, для обмоток

ВН - СН

12,512,5




ВН - НН

2022




СН - НН

6,59,5



Ток холостого хода, %

1,21,1



Активные потери х.х., кВт

5055



Активные потери к.з., кВт

135220



Реактивные потери х.х, квар

300440




4. Технико-экономический расчет по выбору мощности силовых трансформаторов

 

Рассмотрим вариант с трансформаторами ТДТН-25000/220

В трехобмоточных трансформаторах годовые потери определяются по формуле

кВт´ч,

где - эквивалентная мощность х.х. трансформатора,

кВт,

здесь - экономический эквивалент для перевода квар в кВт. Для трансформаторов в районных сетях 35-220 кВ .

 - реактивные потери х.х. трансформатора

кВт,

,, - нагрузочные потери обмоток.

кВт,

здесь - реактивные потери к.з. трансформаторов

квар,

квар,

квар,

квар,

кВт,

кВт,

кВт

, ,  - полные максимальные мощности обмоток

МВА,

МВА,

МВА

кВт´ч.

Аналогично этому варианту рассчитываем потери трансформаторов ТДТН-40000/220

кВт×ч.

Рассчитаем чистый дисконтированный доход.

Для этого капиталовложения разделим на три первых года, при чем в первый год построено на сумму 30% от вех капиталовложений, во второй 30%, и в третий 40%.

Выручка подсчитывается по формуле

руб.

где - количество электроэнергии, переданное через подстанцию за год, кВт´ч/год.

 - индекс к стоимости объема передаваемой электроэнергии,

 - тариф на электроэнергию, руб./кВт´ч

Стоимость потерь за год  вычисляют по формуле

руб.

где - количество потерь электроэнергии за год МВт.

Затраты на обслуживание вычисляют по формуле

руб.

где - капиталовложения, руб.

Прибыль от реализации

руб.

Налоги и сборы

руб.

Удельная себестоимость

руб./кВт´ч

где - налоги и сборы.

Чистый доход без дисконтирования

руб.

Чистый дисконтированный доход (ЧДД) для времени  рассчитывается по формуле

руб.

где - коэффициент дисконтирования.

В случае отсутствия альтернативного варианта эффективность проекта определяется положительной величиной ЧДД, а также, если ИД>1. Если ЧДД отрицателен или ИД< 1, то проект считается неэффективным.

В итоге делаем вывод об эффективности одного варианта системы электроснабжения относительно другого.

Экономическая оценка вариантов систем электроснабжения промышленного предприятия, города, района проводится в интервале 13 лет (Т=13). Строительство системы электроснабжения длится 3 года, эксплуатация начинается с 3-го года рассматриваемого периода Т. Норма дисконта Е составляет 10% во всех вариантах.

Капитальные вложения (Kt), затраты на потери электроэнергии (Иэt) эксплуатационное обслуживание(И), а также другие показатели определены согласно методикам ТЭР в энергетике [2,10,11] и приведены по годам рассматриваемого периода.

К1=2*9950*3=59700 тыс.руб.; К2= 2*11125*3=66750 тыс.руб.

Данные расчетов запишем в таблицу 4.1 и таблицу 4.2 и изобразим в виде графика рисунок 4.1.

Таблица 4.1 Технико-экономические показатели варианта с трансформаторами ТДТН-25000/220

Ожидаемый технико-экономические показатели варианта №3 I




Величина показателей по годам

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019




2020

2021

2022




122255,62

125098,78

127941,93

130785,08

136471,39

145000,85




153530,32

155236,21

156942,10

17910,00

17910,00

23880,00













Тариф на эл. Энергию

Ст

руб./кВтч

1,80

2,10

2,15

2,20

2,25

2,30

2,40

2,55

2,70

2,73

2,76

Уд. Себестоимость трансформации эл. эн.

Sy

руб./кВтч




0,29

0,30

0,31

0,31

0,33

0,35

0,37

0,37

0,37

Затраты на потери эл. эн. в СЭС

Ипот

т. Руб.




6253,86

6399,29

6544,73

6690,17

6981,05

7417,36

7853,68

7940,94

8028,21

Отчисления на экспл обслуживание

Иобсл

т. Руб.




3582,00

3582,00

3582,00

3582,00

3582,00

3582,00

3582,00

3582,00

3582,00

Валовая прибыль

Пвал

т. Руб.




112419,77

115117,48

117815,20

120512,91

125908,34

134001,49

142094,64

143713,27

145331,90

Налоги и сборы

Н

т. Руб.




44967,91

46046,99

47126,08

48205,17

50363,34

53600,60

56837,85

57485,31

58132,76

Чистая прибыль

Пчист

т. Руб.




67451,86

69070,49

70689,12

72307,75

75545,01

80400,89

85256,78

86227,96

87199,14

чистый доход (без дисконтирования)

ЧД

т. Руб.

-17910,00

-17910,00

-23880,00

67451,86

69070,49

70689,12

72307,75

75545,01

80400,89

85256,78

86227,96

87199,14

Коэффициент дисконтирования

а

о. е.

1,33

1,21

1,10

1,00

0,91

0,83

0,75

0,68

0,62

0,56

0,51

0,47

Чистый дисконтированный доход

ЧДД

т. Руб.

-23838,21

-21671,10

-26268,00

67451,86

62854,15

58671,97

54230,81

51370,60

49848,55

47743,80

43976,26

40983,59

Чистый дисконтированный доход нарастающим итогом

Эинт

т. Руб.

-23838,21

-45509,31

-71777,31

-4325,45

58528,70

117200,66

171431,47

222802,08

272650,63

320394,43

364370,69

405354,29

Рентабильность продукции

Р

%




55,17

55,21

55,25

55,29

55,36

55,45

55,53

55,55

55,56

Таблица 4.2 Технико-экономические показатели варианта с трансформаторами ТДТН-40000/220

Ожидаемый технико-экономические показатели варианта №3 II

 




Величина показателей по годам

 

Показатели

Обозначения

Ед. изм

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

Выручка от реализации

В

т. Руб.




122255,62

125098,78

127941,93

130785,08

136471,39

145000,85

153530,32

155236,21

156942,10

Капиталовложения

К

т. Руб.

20025,00

20025,00

26700,00










Тариф на эл. Энергию

Ст

руб./кВтч

1,80

1,95

2,10

2,15

2,20

2,25

2,30

2,40

2,55

2,70

2,73

2,76

Уд. Себестоимость трансформации эл. эн.

Sy

руб./кВтч




0,29

0,30

0,31

0,31

0,32

0,34

0,36

0,37

0,37

Затраты на потери эл. эн. в СЭС

Ипот

т. Руб.




5593,83

5723,92

5854,01

5984,09

6244,27

6634,54

7024,81

7102,86

7180,91

Отчисления на экспл обслуживание

Иобсл

т. Руб.




4005,00

4005,00

4005,00

4005,00

4005,00

4005,00

4005,00

4005,00

4005,00

Валовая прибыль

Пвал

т. Руб.




112656,80

115369,86

118082,93

120795,99

126222,12

134361,32

142500,51

144128,35

145756,19

Налоги и сборы

Н

т. Руб.




45062,72

46147,94

47233,17

48318,40

50488,85

53744,53

57000,20

57651,34

58302,48

Чистая прибыль

Пчист

т. Руб.




67594,08

69221,92

70849,76

72477,59

75733,27

80616,79

85500,31

86477,01

87453,71

чистый доход (без дисконтирования)

ЧД

т. Руб.

-20025,00

-20025,00

-26700,00

67594,08

69221,92

70849,76

72477,59

75733,27

80616,79

85500,31

86477,01

87453,71

Коэффициент дисконтирования

а

о. е.

1,33

1,21

1,10

1,00

0,91

0,83

0,75

0,68

0,62

0,56

0,51

0,47

Чистый дисконтированный доход

ЧДД

т. Руб.

-26653,28

-24230,25

-29370,00

67594,08

62991,94

58805,30

54358,20

51498,62

49982,41

47880,17

44103,27

41103,25

Чистый дисконтированный доход нарастающим итогом

Эинт


-26653,28

-50883,53

-80253,53

-12659,45

50332,50

109137,79

163495,99

214994,61

264977,02

312857,19

356960,47

398063,71

Рентабильность продукции

Р

%




55,29

55,33

55,38

55,42

55,49

55,60

55,69

55,71

55,72



Рисунок 4.1- Сроки окупаемости обоих вариантов


Таблица 4.1

Технико-экономическое обоснование вариантов электроснабжения

Показатели

ед.изм.

ТДТН 25000/110

ТДТН 40000/110

Напряжение

кВ

220/35/10

220/35/10

Мощность

МВА

25

40

рентабельность реализованной продукции

%

55,37

55,51

ЧДД нарастающим итогом

т.р.

405354,29

398063,71

Индекс доходности


5,65

4,96

Срок окупаемости

лет

3

3,2


Мощность, при которой экономически целесообразно отключить один из n трансформаторов, определим по формуле:

МВА

Для дальнейшего рассмотрения выберем вариант с трансформаторами ТДТН-25000/220

Проверим трансформаторы на длительные допустимые перегрузки

Выбранный трансформатор ТДТН-25000/220 необходимо проверить на допустимые систематические нагрузки. Такая проверка проводиться с помощью графиков нагрузочной способности трансформаторов, приведенных в ГОСТ 1409-69. Заданный суточный график преобразуем в эквивалентный (в тепловом отношении) двухступенчатый.

Относительная нагрузка первой ступени графика определяется по формуле

 МВА


Рисунок 4.1

По графику нагрузочной способности трансформатора [2],для температуры охлаждающей среды  и системы охлаждения Д имеем:

 1,18>0.75

Значит, трансформатор ТДТН 25000/220 может работать в рассматриваемом режиме неограниченное время.

5. Выбор главной схемы электрических соединений


Главная схема электрических соединений подстанции - это совокупность основного электрооборудования (трансформаторы, линии, выключатели, разъединители и т.д.), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.

Мощность трансформаторов подстанций с отделителями и короткозамыкателями ограничивается номинальным током отделителей, при напряжении 35 кВ, 630 А. Поэтому перед тем, как приступить к выбору схему, необходимо вычислить величину максимального рабочего тока в цепи трансформатора

кА

За счет большого числа потребителей I и II категории, которые составляют 70%, от общего числа потребителей, выбираем схему РУ 220 кВ «Мостик с выключателями и ремонтной перемычкой со стороны трансформатора», схема РУ 35 кВ «Одна рабочая секционированная выключателем система шин», схема РУ 10 кВ «Одна рабочая секционированная выключателем система шин».

Рисунок 5.1- главная схема электрических соединений.

6. Расчет токов короткого замыкания

Расчеты токов КЗ производятся по [9] для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки установок релейной защиты и автоматики.

Основная цель расчета токов короткого замыкания состоит в определение периодической составляющей тока КЗ для наиболее тяжелого режима сети. Учет апериодической составляющей производят приближенно, допуская при этом, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе.

Выберем расчетное время КЗ, которое необходимо для:

)        проверки электрооборудования на электродинамическую стойкость - tрасч=0 сек (для определения периодической слагающей тока трехфазного КЗ) и tрасч=0,01 сек (для ударного тока трехфазного КЗ);

2)      проверки электрооборудования на термическую стойкость,  вычисляют по формуле

,с

где - расчетное время срабатывания релейной защиты (определяется по условиям селективности); можно принять равным  с;

 - собственное время отключения выключателя вместе с приводом; можно принять равным  с.

)        проверка на отключающую способность  вычисляют по формуле

с

где - основное время срабатывания релейной защиты (определяется по условиям селективности); можно принять равным , с.

Для заданной схемы сетевого района (рисунок 1.1) составим однолинейную схему замещения (рисунок 6.1), в которую войдут все источники питания, участвующие в питании места КЗ, и все элементы электроснабжения (трансформаторы, воздушные линии), расположенные между источниками и местом КЗ. В схему не войдут нагрузки, так как они удалены от места КЗ и практически не влияют в «подпитки» КЗ.

Расчеты сопротивлений для однолинейной схемы производят в относительных единицах с приближенным приведением, так как они являются наиболее удобными при исследовании сложных схем с несколькими ступенями напряжений.

В расчетах для упрощения индекс (*) опускаем, подразумевая, что все полученные значения сопротивлений даются в относительных единицах и приведены к базовым условиям.

Рисунок 6.1- Однолинейная схема замещения сетевого района

Примем базисные условия: (МВА), кВ,

кА

Расчет сопротивления системы (C1), выполняют по формуле

Расчет сопротивлений линий (W2, W4) ,  выполняют по формуле


где  - среднее удельное сопротивление воздушных линий на 1 км длины, по [2, таблица 3.3] для линий 6 - 220 кВ ,

Расчет сопротивления генераторов (G1 - G4) , выполняют по формуле


где  - сверхпереходное сопротивление генератора.

Расчет сопротивлений трансформаторов (Т3, Т4) , , , выполняют по формулам


где  - напряжение КЗ соответствующей обмотки

Рассчитаем токи КЗ для точки К1.

Путем постепенного преобразования приведем схему замещения к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питания или группа источников, характеризующиеся определенным значением результирующей ЭДС, были связаны с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением.

Упростим схему от системы

Упростим схему от ГЭС


Результирующее сопротивление относительно места КЗ , вычисляют по формуле


Принимая относительное значение периодической составляющей тока в месте КЗ за единицу, найдем коэффициенты распределения, т.е. долю участия в токе КЗ каждого источника, СС и СТЭЦ, по формуле, принимая


Рисунок 6.2

Найдем начальные значения периодических составляющих тока КЗ по ветвям

–     для системы (С1):

кА

–     для турбогенераторов (G1-G4)

Так как , то искомую величину , определим по расчетным кривым [1, рисунок 1.7]

для с

для с

Периодические составляющие тока КЗ по ветвям в именованных единицах для , вычисляют по формулам

для скА,

для скА,

где  - общее количество генераторов,

Суммарный ток суммарный ток КЗ в точке К1 , вычисляют по формуле

кА

кА,

Ударный ток, который наступает обычно через 0,01 с. после начала процесса КЗ  вычисляют по формуле

кА,

где  - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени цепи КЗ, принимается , [1,с 150, таблица 3.8]

Апериодическую составляющую тока определим по формуле:

кА

Результаты расчетов токов короткого замыкания сведем в таблицу 6.1.

Рассчитаем токи КЗ для точки К2.

Примем базисные условия: (МВА), кВ,

кА

Сопротивление элементов схемы остаются без изменений, только для проектируемой подстанции добавляются сопротивление обмоток высшего и среднего напряжений.

Результирующее сопротивление относительно места КЗ

Принимая относительное значение периодической составляющей тока в месте КЗ за единицу, найдем коэффициенты распределения, т.е. долю участия в токе КЗ каждого источника, СС и СТЭЦ, по формуле

 


Рисунок 6.3

Найдем начальные значения периодических составляющих тока КЗ по ветвям

–     для системы (С1):

кА

–     для турбогенераторов (G1-G4):

кА

суммарный ток КЗ в точке К2 , вычисляют по формуле

кА

ударный ток КЗ, , вычисляют по формуле

кА,

Апериодическую составляющую тока определим по формуле:

кА

Результаты расчетов токов короткого замыкания сведем в таблицу 6.1.

Рассчитаем токи КЗ для точки К3.

Примем базисные условия:(МВА),кВ

кА

Результирующее сопротивление относительно места КЗ

где  - эквивалентное сопротивление всех источников питания относительно точки 1 однолинейной схемы замещения.

Принимая относительное значение периодической составляющей тока в месте КЗ за единицу, найдем коэффициенты распределения, т.е. долю участия в токе КЗ каждого источника, СС и СТЭЦ, по формуле

 

Рисунок 6.4

Найдем начальные значения периодических составляющих тока КЗ по ветвям

–     для системы (С1):

кА

–     для турбогенераторов (G1-G4):

кА

Суммарный ток КЗ в точке К3 , вычисляют по формуле

кА,

Ударный ток КЗ, , вычисляют по формуле

кА,

Апериодическую составляющую тока определим по формуле:

кА

Результаты расчетов токов короткого замыкания сведем в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 Результаты расчетов токов короткого замыкания в кА

Место КЗ

Iп.0,кА

Iп.0,1,кА

iat,кА

i(3)у,кА

К1

4,84

4,77

0,64

11,81

К2

4,96

4,96

1,69

13,02

К3

11,61

11,61

4,05

30,48

 

. Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей

понизительный подстанция электроснабжение трансформатор

Расчет токов продолжительного режима

Продолжительный режим работы устройства электротехнического устройства - это режим, продолжающийся не менее, чем необходимо для достижения установившейся температуры его частей при неизменной температуре охлаждающей среды

Цепь трехобмоточного трансформатора на подстанции. На стороне ВН, НН и СН токи нагрузки , , , , , , вычисляют по формулам

На стороне ВН:

А,

А;

На стороне СН:

А,

А;

На стороне НН:

А,

А;

На отходящих фидерах СН:

А;

А.

На отходящих фидерах НН:

А;

А.

где - количество отходящих линий.

Полученные данные по расчетам токов в продолжительных режимах сведем в таблицу 7.1

Таблица 7.1 Расчетные токи продолжительных режимов в А

Место расчетных токов

Наибольший ток нормального режима,Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима,


На стороне ВН

62,76

81,58

На стороне СН

164,96

214,4

На стороне НН

866

1125,8

На отходящем фидере СН

36,66

47,65

На отходящем фидере НН

123,7

160,8

 

Выбор шин распределительных устройств и силовых кабелей. Выбор жестких шин

В закрытых РУ 6-10 кВ и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках. Так как расчетный ток А, то применяются одно- и двухполосные шины.

мм2

где А/мм2 для Тmax=5000-8760 ч

Выбираем однополосные алюминиевые шины прямоугольного сечения 80´10 мм [2] расположенные на ребро, окрашенные.

Проверка жестких шин

1)      По допустимому току на шины выбранного сечения

АА

2)      Проверка сборных шин на термическую стойкость

По таблице 6.1 А, тогда тепловой импульс тока КЗ , находят по формуле

кА2´с,

где  - постоянная времени затухания; на стороне низшего напряжения можно принять равным [2]

Минимальное сечение по условию термической стойкости , вычисляют по формуле

мм2,

где С - постоянная для алюминиевых шин, принимаем по [3] , А´с1/2/мм2.

что меньше выбранного сечения 80´10 мм

)        Проверка шин на механическую прочность

По таблице 6.1 А.

Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ , вычисляют по формуле

Н,

где  - расстояние между соседними фазами; можно принять м.

Момент сопротивления прямоугольной шины расположенной на ребро относительно оси перпендикулярной действию усилия , м3, вычисляют по формуле

м3,

гдеh - высота однополосной шины прямоугольного сечения (см. п.7.1); см; b - ширина однополосной шины прямоугольного сечения (см. п.7.1); см.

Напряжение в материале однополосной шины прямоугольного сечения, возникающее при воздействии изгибающего момента , вычисляют по формуле

МПа,

где  - длина пролета между опорными изоляторами вдоль шинной конструкции, м.

Таким образом,  МПаМПа, [2], следовательно, шины механически прочны.

Результаты расчетов по выбору жестких шин сведем в таблицу 7.2.

Выбираем на стороне ВН трубчатые шины по А,[3] принимаем алюминиевые трубы со следующими параметрами:

мм, мм,  А

Проверка трубчатых шин

)По допустимому току на шины выбранного сечения

АА

2)Проверка сборных шин на термическую стойкость

По таблице 6.1 А, тогда тепловой импульс тока КЗ , находят по формуле

кА2´с,

где - постоянная времени затухания; на стороне низшего напряжения можно принять равным [2]

Минимальное сечение по условию термической стойкости , вычисляют по формуле

мм2,

где С - постоянная для алюминиевых шин, принимаем по [3, таблица 3.14] , А´с1/2/мм2.

)Проверка шин на механическую прочность

По таблице 6.1 А.

Момент сопротивления трубчатой шины , м3, вычисляют по формуле

м3,

 Н м

МПа

Таким образом,  МПаМПа, [2], следовательно, шины механически прочны.

Выбор гибких шин

В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами марки АС. Сечения отдельных проводов в пучке рекомендуется выбирать возможно большими (500, 600 мм2), так как это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.

Гибкие провода применяются для соединения блочных трансформаторов с ОРУ.

Выбор гибких шин ВН

Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке.

По таблице 7.1 наибольший ток нормального режима А.

По [2] принимаем провод марки АС-70/11, наружный диаметр провода мм, допустимой токовой нагрузкой  А.

Проверка гибких шин ВН

1)      Проверку гибких шин на нагрев (по допустимому току)

АA

2)      Проверка на термическую стойкость не производится т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

)        Проверку гибких шин электродинамическую стойкость не производим, ввиду больших расстояний между фазами и незначительных при этом сил взаимодействия. (выбранное сечение удовлетворяет условию проверки на коронирование)

Результаты расчетов по выбору гибких шин на стороне ВН сведем в таблицу 7.2

Выбор гибких шин СН

По таблице 7.1 наибольший ток нормального режима А.

По [2] принимаем провод марки АС-150/19, сечением  мм2, наружный диаметр провода мм, допустимой токовой нагрузкой  А.

Проверка гибких шин СН

) Проверку гибких шин на нагрев (по допустимому току)

АA

2) Проверка на термическую стойкость не производится т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

) Проверку гибких шин электродинамическую стойкость не производим, ввиду больших расстояний между фазами и незначительных при этом сил взаимодействия.

) Проверку гибких шин на коронирование производим по условиям:

,

кВ/см

 кВ/см

см

расстояние между фазами для 35 кВ - 1,5м

,9104<29,241.

(выбранное сечение удовлетворяет условию проверки на коронирование)

Результаты расчетов по выбору гибких шин на стороне СН сведем в таблицу 7.2

Выбор кабелей на отходящих фидерах

Кабели широко применяются в электроустановках. Потребители 6-10 кВ, как правило, получают питание по кабельным линиям, которые сначала прокладываются в кабельных туннелях в распределительном устройстве, а затем в земле (в траншеях). Для присоединений потребителей собственных нужд подстанций к соответствующим шинам также используются кабели 6 и 0,4 кВ. Эти кабели прокладываются в кабельных полуэтажах, кабельных туннелях, на металлических лотках, укрепленных на стенах и конструкциях здания или открытого распределительного устройства.

Выбор кабелей на отходящих фидерах НН

По таблице 7.1 наибольший ток нормального режимаА.

Выбираем кабель ААШв, кВ

Рассчитаем экономическое сечение , по экономической плотности тока  А/мм2 [3]

мм2

По [2] принимаем трехжильный кабель 3´95 мм2, сечением мм2, допустимой токовой нагрузкой А,

Проверка кабелей на отходящих фидерах НН

)        Проверку кабелей на нагрев (по допустимому току) выполняют по формуле

А

)        Для проверки кабеля по термической стойкости определяем тепловой импульс , тока

кА2´с

Минимальное сечение по условию термической стойкости , вычисляют по формуле

мм2,

Где С - постоянная для кабелей с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами, принимаем по [3] , А´с1/2/мм2.

Что меньше выбранного сечения 95 мм2;

Результаты расчетов по выбору кабелей на отходящих фидерах НН сведем в таблицу 7.2.

Выбор проводов на отходящих фидерах СН

По таблице 7.1 наибольший ток нормального режимаА.

Выбираем воздушные линии, кВ

Рассчитаем экономическое сечение , по экономической плотности тока  А/мм2 [3]

мм2

По [1] принимаем АС 35/6,2 , сечением мм2,допустимой токовой нагрузкой А,

Проверку кабелей на нагрев (по допустимому току) выполняют по формуле

А

Результаты расчетов по выбору кабелей на отходящих фидерах СН сведем в таблицу 7.2.

Выбор вводных шин на стороне НН

Выбор производим по допустимой токовой нагрузке, принимаем АС-700/86 со следующими параметрами  

А < A

Выбор вводных шин на стороне CН

Выбор производим по допустимой токовой нагрузке, принимаем АС-70/11 со следующими параметрами  

А < A

Таблица 7.2 Результаты расчетов сборных шин токопроводов и кабелей

Установка

Марка токопровода

Расчетный ток, А

Допустимый ток, А

Трубчатые шины

-

200

131,2

295

Сборные шины

-

800

866

1480

ВН

АС-70/11

70

131,2

265

СН

АС-150/19

150

164,96

450

Отходящие фидера СН

АС-35/6,2

35

36,66

175

Отходящие фидера НН

ААШв

95

123,7

205

 

Выбор изоляторов

В распределительных устройствах шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах.

Выбор опорных изоляторов

Опорные изоляторы предназначены для изоляции и крепления шин или токоведущих частей аппаратов на заземленных металлических или бетонных конструкциях, а также для крепления проводов воздушных линий на опорах.

По [1] выбираем опорные изоляторы внутренней установки на напряжение кВ ИОС-10-3,75 УЗ, с минимальной разрушающей силой на изгиб Н, высота изолятора мм.

Проверка опорных изоляторов

1)      Проверим изоляторы по допустимой нагрузке

Максимальную силу, действующую на изгиб , при горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз вычисляют по формуле

Н,

Поправку на высоту жестких шин расположенных на ребро , вычисляют по формуле


Разрушающую нагрузка на изгиб , вычисляют по формуле

Н

что меньше допустимого Н.

Результаты расчетов опорных изоляторов на сборных шинах сведем в таблицу 7.3.

По [1] выбираем опорные изоляторы внешней установки на напряжение кВ С4-950 1 УХЛ,Т1, с минимальной разрушающей силой на изгиб Н, высота изолятора мм.

Проверка опорных изоляторов

2)      Проверим изоляторы по допустимой нагрузке

Максимальную силу, действующую на изгиб , при горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз вычисляют по формуле

Н,

Поправку на высоту жестких шин расположенных на ребро , вычисляют по формуле


Разрушающая нагрузка на изгиб , вычисляют по формуле

Н

что меньше допустимого Н.

Результаты расчетов опорных изоляторов на сборных шинах сведем в таблицу 7.3.

Выбор проходных изоляторов

Проходные изоляторы предназначены для проведения проводника сквозь заземленные кожухи трансформаторов и аппаратов, стены и перекрытия зданий.

Выбор проходных изоляторов на стороне НН

По наибольшему току А из [1] выбираем проходные изоляторы на напряжение кВ ИП-10/1600-3000,У,ХЛ,Т2 с допустимым номинальным током А, с минимальной разрушающей силой на изгиб Н, длина изолятора мм.

Проверка проходных изоляторов

Проверим изоляторы по допустимой нагрузке.

Максимальную силу, действующую на изгиб , вычисляют по формуле

Н

что меньше допустимого Н.

Выбор подвесных изоляторов

Выбор подвесных изоляторов на стороне ВН

Выберем изоляторы типа ПС-11А, в гирлянде их будет 8 штук.

Выбор подвесных изоляторов на стороне СН

Выберем изоляторы типа ПС-11А, в гирлянде их будет 4 штук.

Таблица 7.3 Результаты расчетов сборных шин токопроводов и кабелей

Вид изолятора

Установка

Тип

FИ, мм

Fразр, Н

Fдоп, Н

Опорные

ВН

С4-950 1 УХЛ,Т1

2100

105,36

2400

Опорные

НН

ИОС-10-3,75 УЗ

120

986,69

2250

Проходные

НН

ИП-10/1600-3000 У,ХЛ,Т2

520

684,85

18000

Подвесные

ВН

ПС-11А

-

-

-

 

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока.

Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.

Привод выключателя предназначен для операции включения, для удержания во включенном положении и для отключения выключателя.

Выбор высоковольтных выключателей на стороне ВН

Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.

А;А.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.

кА;  кА; кА;

кА2´с

где  - постоянная времени затухания; на стороне ВН с.

По [10] выбираем выключатель колонковый элегазовый ВГТ-220II-40/2500, кВ, А, кА, кА, с, тип привода - встроенный электромагнитный.

Расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.4

Таблица 7.4 Расчетные и каталожные данные по выбору выключателей на стороне ВН

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

кВкВ



АА



кАкА



кАкА



кА2´скА2´с



I п , t + i a , t  I о , ном(1+β ном)7,37 кА56,98 кА




Выбор высоковольтных выключателей на стороне СН

Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.

А; А.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.

А; кА; кА;

кА2´с.

По [10] выбираем выключатель колонковый элегазовый ВГТ-35II*-50/3150У1, кВ, А, кА, кА, с, тип привода - встроенный электромагнитный.

Расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.5

Таблица 7.5 Расчетные и каталожные данные по выбору выключателей на стороне СН

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

кВкВ



АА



кАкА



кАкА



кА2´скА2´с



I п , t + i a , t  I о , ном(1+β ном)8,68 кА72,19 кА




Выбор высоковольтных выключателей на отходящих фидерах СН

Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.

А; А.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.

А; кА; кА;

кА2´с.

По [10] выбираем вакуумный выключатель типа ВБЭС-35III-20/630, кВ,А, кА, кА, с, тип привода - встроенный электромагнитный ПЭМУ-500.

Расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.6

Таблица 7.6 Расчетные и каталожные данные по выбору выключателей на стороне СН

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

кВкВ



АА



кАкА



кАкА



кА2´скА2´с



I п , t + i a , t  I о , ном(1+β ном)8,68 кА36,94 кА




Выбор высоковольтных выключателей на стороне НН

Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.

А; А.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.

А; кА; кА;

кА2´с.

По [11] выбираем вакуумный выключатель типа ВВ/TEL-10-25/1600 У2, кВ,А, кА, кА, с, тип привода - встроенный электромагнитный.

Расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.7

Таблица 7.7 Расчетные и каталожные данные по выбору выключателей на стороне НН

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

кВкВ



АА



кАкА



кАкА



кА2´скА2´с



I п , t + i a , t  I о , ном(1+β ном)20,42 кА39,3 кА




Выбор высоковольтных выключателей на отходящих фидерах НН

Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.

А; А.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.

А; кА; кА;

кА2´с.

По [11] выбираем вакуумный выключатель типа ВВ/TEL-10-12,5/1000, кВ,А, кА, кА, с, тип привода - встроенный электромагнитный.

Расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.8

Таблица 7.8 Расчетные и каталожные данные по выбору выключателей на стороне НН

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

кВкВ



АА



кАкА



кАкА



кА2´скА2´с



I п , t + i a , t  I о , ном(1+β ном)20,42 кА21,68 кА



 

Выбор разъединителей

Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.

Разъединители, устанавливаемые в открытых распределительных устройствах, должны обладать соответствующей изоляцией и надежно выполнять свои функции в неблагоприятных условиях окружающей среды.

Выбор разъединителей стороне ВН

Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.

А;А.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.

кА;  кА; кА;

кА2´с

где  - постоянная времени затухания; на стороне ВН с.

По [1] выбираем разъединитель РНДЗ.1-220/630 T1 Uном=220 кВ;  А; главные и заземляющие ножи кА; главные ножи кА/с; заземляющие ножи кА/с. Привод ПР-T1.

Расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.9

Таблица 7.9 Расчетные и каталожные данные по выбору разъединителей для наружной установки

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

кВкВ



АА



кАкА



кА2´скА2´с




Выбор разъединителей стороне СН

Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1

А; А.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.

А; кА; кА;

кА2´с.

По [1] выбираем разъединитель РНДЗ.1-35/1000 У1 Uном=35 кВ;  А; главные и заземляющие ножи кА; главные ножи кА/с; заземляющие ножи кА/с. Привод ПР-110У1.

Расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.10

Таблица 7.10 Расчетные и каталожные данные по выбору разъединителей для наружной установки

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

кВкВ



АА



кАкА



кА2´скА2´с



 

Выбор измерительных трансформаторов тока

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

Выбор измерительных трансформаторов тока наружной установки на стороне ВН

Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.

А;

А.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.

кА;  кА; кА;

кА2´с

По [1] выбираем трансформатор тока наружной установки с фарфоровой изоляцией с обмотками звеньевого типа, маслонаполненный ТФЗМ-110Б-III У1,ХЛ1 кВ,А, А, кА, кА, , Ом, ВА.

Определим вторичную нагрузку ТТ, для этого по [2] составим схему подключения к нему измерительных приборов. Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по [2]. Вторичную нагрузку ТТ представим в следующей таблице

Таблица 7.11 Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор

Тип

Нагрузка, ВА



B

Амперметр

Э-335

0,5

Итого


0,5


Общее сопротивление приборов , вычисляют по формуле

Ом

Допустимое сопротивление проводов , вычисляют по формуле

Ом

где  - сопротивление контактов, принимается равным 0,1 Ом

Для соединительных проводов принимаем кабель с алюминиевыми жилами, длинной 80 м для РУ 220 кВ, ТТ включены по схеме неполной звезды, поэтому , тогда сечение , вычисляют по формуле

мм2

где  - удельное сопротивление материла провода,  Ом/мм2.

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.

Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие

,

ОмОм

Расчетные и каталожные данные сведем в следующую таблицу 7.12

Таблица 7.12 Расчетные и каталожные данные по выбору ТТ на стороне ВН

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

кВкВ



АА



кАкА



кА2´скА2´с



, ОмОм




Выбор измерительных трансформаторов тока наружной установки на стороне СН

Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1

А; А.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.

А; кА; кА;

кА2´с.

По [1] выбираем трансформатор тока наружной установки с фарфоровой изоляцией с обмотками звеньевого типа, маслонаполненный ТФЗМ-35Б-I У1, кВ,А, А, кА, кА, , Ом, ВА.

Определим вторичную нагрузку ТТ, для этого по [2] составим схему подключения к нему измерительных приборов. Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по [2]. Вторичную нагрузку ТТ представим в следующей таблице

Таблица 7.13 Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор

Тип

Нагрузка, ВА, фазы



А

В

С

Амперметр

Э-335

0,5

-

-

Ваттметр

Д-335

0,5

-

0,5

Счетчик активной энергии

САЗ-И680

2,5

-

2,5

Счетчик реактивной энергии

САЗ-И681

2,5

-

2,5

Итого

6

-

5,5


Общее сопротивление приборов

Ом

Допустимое сопротивление проводов

Ом

Для соединительных проводов принимаем кабель с алюминиевыми жилами, длинной 70 м, ТТ включены в неполную звезду, поэтому , тогда сечение , вычисляют по формуле

мм2

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.

,

ОмОм

Расчетные и каталожные данные сведем в следующую таблицу

Таблица 7.14 Расчетные и каталожные данные по выбору ТТ на стороне СН

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

кВкВ



АА



кАкА



кА2´скА2´с



, ОмОм




Выбор измерительных трансформаторов тока наружной установки на отходящих фидерах СН

Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.

А; А.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.

А; кА; кА;

кА2´с.

По [1] выбираем трансформатор тока наружной установки с фарфоровой изоляцией с обмотками звеньевого типа, маслонаполненный ТФЗМ-35Б-I У1, кВ,А, А, кА, кА, , Ом, ВА.

Определим вторичную нагрузку ТТ, для этого по [2] составим схему подключения к нему измерительных приборов. Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по [2]. Вторичную нагрузку ТТ представим в следующей таблице

Таблица 7.15 Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор

Тип

Нагрузка, ВА, фазы



А

В

С

Амперметр

Э-335

0,5

-

Счетчик активной энергии

САЗ-И680

2,5

-

2,5

Счетчик реактивной энергии

САЗ-И681

2,5

-

2,5

Итого

5,5

-

5


Общее сопротивление приборов

Ом

Допустимое сопротивление проводов

Ом

Для соединительных проводов принимаем кабель с алюминиевыми жилами, длинной 70 м, ТТ включены в неполную звезду, поэтому , тогда сечение , вычисляют по формуле

мм2

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.

,

ОмОм

Расчетные и каталожные данные сведем в следующую таблицу

Таблица 7.16 Расчетные и каталожные данные по выбору ТТ на стороне СН

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

кВкВ



АА



кАкА



кА2´скА2´с



, ОмОм




Выбор измерительных трансформаторов тока внутренней установки на стороне НН

Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.

А; А.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.

А; кА; кА;

кА2´с.

По [1] выбираем трансформатор тока внутренней установки с литой изоляцией ТЛМ-10-I, кВ, А, А, кА, кА, , Ом, ВА.

Определим вторичную нагрузку ТТ, для этого по [2] составим схему подключения к нему измерительных приборов. Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по [2]. Вторичную нагрузку ТТ представим в следующей таблице

Таблица 7.17 Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор

Тип

Нагрузка, ВА, фазы



А

В

С

Амперметр

Э-335

0,5

-

-

Ваттметр

Д-335

0,5

-

0,5

Счетчик активной энергии

САЗ-И680

2,5

-

2,5

Счетчик реактивной энергии

САЗ-И680

2,5

-

2,5

Итого

6

-

5,5


Общее сопротивление приборов

Ом

Допустимое сопротивление проводов

Ом

Для соединительных проводов принимаем кабель с алюминиевыми жилами, длинной 5 м, ТТ включены в неполную звезду, поэтому , тогда сечение , вычисляют по формуле

мм2

Принимаем по условию прочности [ПУЭ, § 3.4.4] контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм2.

,

ОмОм

Расчетные и каталожные данные сведем в следующую таблицу

Таблица 7.18 Расчетные и каталожные данные по выбору ТТ на стороне НН

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

кВкВ



АА



кАкА



кА2´скА2´с



, ОмОм




Выбор измерительных трансформаторов тока внутренней установки на отходящих фидерах НН

Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.

А; А.

Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.

А; кА; кА;

кА2´с.

По [1] выбираем трансформатор тока внутренней установки с литой изоляцией ТЛМ -10-I, кВ, А, А, кА, кА, , Ом, ВА.

Определим вторичную нагрузку ТТ, для этого по [2] составим схему подключения к нему измерительных приборов. Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по [2]. Вторичную нагрузку ТТ представим в следующей таблице

Таблица 7.19 Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор

Тип

Нагрузка, ВА, фазы



А

В

С

Амперметр

Э-335

0,5

-

-

Счетчик активной энергии

САЗ-И680

2,5

-

2,5

Счетчик реактивной энергии

САЗ-И680

2,5

-

2,5

Итого

5,5

-

5


Общее сопротивление приборов

Ом

Допустимое сопротивление проводов

Ом

Для соединительных проводов принимаем кабель с алюминиевыми жилами, длинной 5 м, ТТ включены в неполную звезду, поэтому , тогда сечение , вычисляют по формуле

мм2

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм2.

,

ОмОм

Расчетные и каталожные данные по выбору ТТ на стороне НН

Таблица 7.20

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

кВкВ



АА



кАкА



кА2´скА2´с



, ОмОм



 

Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или  и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Выбор измерительных трансформаторов напряжения на стороне СН

По [1] выбираем трансформатор напряжения однофазный с естественным масляным охлаждением НОМ-35-66 У1, кВ, В, ВА при классе точности 0,5.

Определим вторичную нагрузку ТН, для этого по [2] составим трехлинейную схему подключения к нему реле и измерительных приборов. Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по [2]. Вторичную нагрузку ТН представим в следующей таблице

Таблица 7.21 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор

Тип

одной обмотки, ВАЧисло обмотокЧисло приборовОбщая потребляемая мощность













Р, Вт

Q, ВА

Вольтметр (сборные шины)

Э-350

2

1

1

0

1

2

-

Ваттметр (ввод от тр-ра)

Д-335

1,5

2

1

0

1

3

-

Счетчик активной энергии (ввод от тр-ра)

И-672

3

2

0,38

0,93

1

6

14,6

Счетчик реактивной энергии (ввод от тр-ра)

И-676

3

2

0,38

0,93

1

6

14,6

Счетчик активной энергии (фидеры)

И-672

3

2

0,38

0,93

5

30

73

Счетчик реактивной энергии (фидеры)

И-676

3

2

0,38

0,93

5

30

73

Итого

77

175,2


Вторичная нагрузка , вычисляется по формуле

ВА

Два трансформатора напряжения имеют мощность 2´150=300 ВА, что больше . Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 10 мм2 по условию механической прочности:

 мм2

Выбор измерительных трансформаторов напряжения внутренней установки на стороне НН

По [1] выбираем трансформатор напряжения однофазный с естественным масляным охлаждением НТМИ-10-66 У3 , кВ, В, ВА при классе точности 0,5.

Определим вторичную нагрузку ТН, для этого по [2] составим трехлинейную схему подключения к нему реле и измерительных приборов. Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по [2]. Вторичную нагрузку ТН представим в следующей таблице

Таблица 7.22 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор

Тип

одной обмотки, ВАЧисло обмотокЧисло приборовОбщая потребляемая мощность













Р, Вт

Q, ВА

Вольтметр (сборные шины)

Э-350

2

1

1

0

1

2

-

Ваттметр (ввод от тр-ра)

Д-335

1,5

2

1

0

1

3

-

Счетчик активной энергии (ввод от тр-ра)

И-672

3

2

0,38

0,925

1

6

14,6

Счетчик реактивной энергии (ввод от тр-ра)

И-676

3

2

0,38

0,925

1

6

14,6

Счетчик активной энергии (фидеры)

И-672

3

2

0,38

0,925

7

42

102,2

Счетчик реактивной энергии (фидеры)

И-676

3

2

0,38

0,925

7

42

102,2

Итого

101

233,6


Вторичная нагрузка

ВА

Три трансформатора напряжения имеют мощность 3´120=360 ВА, что больше . Таким образом, трансформаторы напряжения будут работать в выбранном классе точности 0,5.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм2 по условию механической прочности.

 мм2

 

Выбор плавких предохранителей

Предохранитель - это коммутационный электрический аппарат, предназначенный для отключения защищаемой цепи разрушением специально предусмотренных для этого токоведущих частей под действием тока, превышающего определенное значение.

Выбор плавких предохранителей наружной установки на 35 кВ

По [1] выбираем плавкий предохранитель выхлопной, для защиты трансформаторов напряжения ПКТ 101-35-2-8У3, кВ.

ВА.

 А

кАкА

Отключающая способность предохранителя полностью обеспечивается.

Выбираем плавкие предохранители ПКТН-10, встроенные в трансформатор напряжения НТМИ 10-66-УЗ.

Выбор ограничителей перенапряжений

По [12] выбираем ограничители перенапряжений ОПН-РТ/TEL-10/10.5,

Таблица 7.23 Параметры ОПН 10 кВ


По [12] выбираем ограничители перенапряжений ОПН /TEL-35/40,5

Таблица 7.24 Параметры ОПН 35 кВ


По [12] выбираем ограничители перенапряжений ОПНп-220/800/152-10-III(IV)-УХЛ1

Таблица 7.25 Параметры ОПН 220 кВ

Выбор заземлителей

Заземлители выбирают по номинальному напряжению и проверяют на электродинамическую и термическую стойкость.

Таблица 7.26 Заземлители на стороне НН

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные ЗР - 10У3

Uуст.н £U ном iпр.с. £

iпр.с. £ I”

Вк £ I2тер·tтерU уст.ном=10 кВ

=30,42 кА

I” кА=11,61 кА

Вк=32,35 кА2сU.ном=10 кВ

iпр.с.=235 кА

iпр.с=235 кА

I2тер·tтер=8100 кА2с




Выбираем заземлитель ЗР - 10У3 с приводом ПРH - 11У1.

Таблица 7.27 Заземлители на стороне CН

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные ЗР - 3543

Uуст.н £U ном iпр.с. £

iпр.с. £ I”

Вк £ I2тер·tтерU уст.ном=35 кВ

=13,02 кА

I” кА=4б96 кА

Вк=5,9 кА2сU.ном=35 кВ

iпр.с.=235 кА

iпр.с=235 кА

I2тер·tтер=8100 кА2с




Выбираем заземлитель ЗР - 3543 с приводом П4-50 У3.

На стороне ВН выбираем заземлители в комплекте с разъединителем типа РНДЗ.1-220/630 T1.

8. Выбор релейной защиты и автоматики

 

Выбор релейной защиты подстанции

В процессе эксплуатации возможны повреждения в трансформаторах и на их соединениях с коммутационными аппаратами.

Укажем типы защит, которые предусматриваются при различных повреждениях и ненормальных режимов работы.

8.1.1 Защита силовых трансформаторов, работающих на общие шины:

1)      От замыканий внутри бака маслонаполненных трансформаторов, сопровождающихся выделением газа, а также от понижения уровня масла в баках применятся газовая защита трансформаторов.

)        От всех видов коротких замыканий в обмотках, на выводах и токопроводах к выключателям (включая витковые замыкания в обмотках) применяется дифференциальная токовая защита.

)        От токов внешних несимметричных и симметричных коротких замыканий применяется максимальная токовая защита.

)        От перегрузок обмотки применяется токовая защита трансформаторов от сверхтоков внешних коротких замыканий и перегрузок.

8.1.2 Защита шин 220 кВ:

1)      От замыканий между фазами применяется поперечная направленная дифференциальная защита.

)        От однофазных и многофазных коротких замыканий применяется защита нулевой последовательности.

8.1.3 Защита шин 35 и 10 кВ:

3)      От замыканий между фазами применяется максимальная токовая защита.

)        От двойных замыканий на землю и двухфазных замыканий на землю в одной точке применяется балансная защита.

От замыканий на землю применяется защита нулевой последовательности.

8.1.4 Защита кабельных линий 10 кВ и линий 35 кВ

1)      От многофазных замыканий применяется дистанционная защита или продольная дифференциальная токовая защита.

)        От однофазных замыканий с действием на сигнал применяется защита обще неселективной сигнализации.

Выбор автоматики подстанции

Выбор автоматического включения резервного питания


Рисунок 8.1-схема АВР

При включенном положения выключателя Q4 промежуточное реле KL находится под током и держит свои контакты в замкнутом состоянии. При отключении выключателя Q2 или Q4 схема ABPобеспечивает включение секционного выключателя без выдержки времени: через размыкающие вспомогательные контакты выключателя Q4и контакты реле KL получает питание катушка промежуточного контактора секционного выключателя YAC3.

При отключении выключателя Q4 разрывается цепь питания катушки промежуточного реле KL, однако его контакты размыкаются с выдержкой времени, достаточной для надежного включения секционного выключателя. Реле KL обеспечивает однократность действия ABP, так как не позволяет дважды включать секционный выключатель на устойчивое К3.

В случае исчезновения напряжения на секции 1 сборных шин срабатывают реле напряжения KV1 и KV2. При наличии напряжения на секции 2 они запускают реле времени КТ. Контроль наличия напряжения осуществляется реле напряжения KV3.После замыкания контактов реле времени отключается выключатель Q4 и далее устройство работает так же, как и в первом случае. Установка реле напряжения KV1 и KV2 с последовательно соединенными контактами вызвана необходимостью исключить запуск схемы АВР при перегорании предохранителей в цепях ТН.

Выбор автоматического повторного включения (АПВ) на отходящих линиях.

Значительная часть отключений оборудования релейной защитой возникает в связи с пробоями изоляции, то есть КЗ, имеющими временный характер и устраняющимися путем снятия напряжения.

Рисунок 8.2-Схема АПВ на отходящих линиях

Схема действует следующим образом. При отключении выключателя по любой причине вследствие замыкания его вспомогательного контакта срабатывает реле положения выключателя KQT и замыкает свой контакт KQT.1 в цепи пуска устройства АПВ. Если отключение произошло не от ключа управления SA, то он остается в положении «Включено» а его контакт SA.1 замкнут. Таким образом фиксируется несоответствие положений ключа управления и выключателя, необходимое для пуска реле времени КТ. Его контакт КТ.1, размыкаясь без выдержки времени, включает резистор R1, обеспечивая термическую стойкость реле, а контакт КТ.2 с заданной выдержкой времени подключает обмотку KL1.2 промежуточного реле к конденсатору С1. Вследствие разряда конденсатора реле KL1 срабатывает и замыкает контакт KL1.1 в цепи контактора включения выключателя КМ, в которую включена последовательная обмотка KL1.1 реле. Она удерживает релеKL1 в возбужденном состоянии до полного включения выключателя. При успешном АПВ выключатель остается во включенном положении. Действие устройства АПВ фиксируется указательным реле KH.

9. Измерение и учет электроэнергии

Контроль за соблюдением установленного режима работы подстанции, качеством и количеством передаваемой электроэнергии осуществляется с помощью показывающих и регистрирующих измерительных приборов и счетчиков, виды и места, установки которых наглядно отображены на упрощенной схеме проектируемой подстанции.

. Выбор оперативного тока и источников питания

Выпрямленный оперативный ток применяется на подстанциях с тяжелыми выключателями, снабженными мощными электромагнитными приводами и сложными быстродействующими защитами.

Источниками выпрямленного оперативного тока являются блоки питания и конденсаторные устройства.

Выберем блок питания БП-1002, который применяется для питания электромагнитов отключения.

Цепи включения выключателей с электромагнитными приводами питаются от трансформаторов собственных нужд через специальные мощные выпрямительные устройства КВУ-66/2, размещаемые в комплектных шкафах КРУН.

11. Собственные нужды подстанции

Для определения мощности трансформатора собственных нужд составим ведомость ожидаемых нагрузок (таблица 11.1) с учетом обеспечения всех потребителе собственных нужд при выходе из строя одного из трансформаторов собственных нужд.

Таблица 11.1 Расход на собственные нужды для подстанции 220/35/10

№ п/п

Электроприемники собственных нужд

Установленная мощность (Pуст) приемника, кВт

Количество приемников

Суммарная мощность, кВт

1

Электродвигатели обдува силового трансформатора

8

2

16

4

Подогрев шкафов КРУН К-59 У1

0,6

20

12

5

Подогрев приводов выключателей ВГТ-220

1,75

3

5,25

5

Подогрев приводов выключателей ВГТ-35

1,15

3

3,45

5

Подогрев приводов разъединителей

0,6

22

13,2

6

Подогрев шкафов релейной аппаратуры

0,5

4

2

7

Наружное освещение

4,5

1

4,5

8

Оперативные цепи

1,8

1

1,8

Итого:

58,2


Полученную суммарную нагрузку необходимо умножить на коэффициент спроса

кВА

Согласно ГОСТ 9680-77 выберем мощность трансформатора собственных нужд авной 63 кВА.

По рекомендациям «Норм технологического проектирования» на подстанции с двумя трансформаторами устанавливаются два трансформатора собственных нужд 2×ТМ -63/10.

Трансформатор собственных нужд присоединяют к выводам 10 кВ силового трансформатора.

12. Регулирование напряжения на подстанции

Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определХнный уровень напряжееия на шинах ПС. В электрических сетях предусматриваютря различные сп>собы регулирования, однии из которых является изменение коэффициента трансформации трансформаторов.

Обмотки трансформаторов снабжаются дополниЛельными ответвлениями, с помощью которых можно изменять коэффициент трансформации. Переключение ответвлений может происходить без возбуждения (ПБВ), то есть после отключения всех обмоток от сети или под нагрузкой (РПН).

Районные понизительные ПС согласно ПУЭ должны иметь силовые трансформаторы со встроенными в них устройствами РПН. Регулирование под нагрузкой позволяет переключать ответвления обмотки трансформатора без разрыва цепи. Регулировочные ступени выполняются на стороне ВН, так как меньший по значению ток позволяет облегчить переключающее устройство. Для увеличения диапазона регулирования без увеличения числа ответвлений применяют ступени грубой и тонкой регулировки. Наибольший коэффициент трансформации получается, если переключатель П находится в положение II, а избиратель И на ответвление 6. Наименьший коэффициент трансформации при положение переключателя I, а избирателя - на ответвлении 1.

Рисунок 12.1- Схема включения регулирующих ступеней РПН трансформатора

13. Выбор конструкции распределительных устройств

Распределительные устройства 220 и 35 кВ выполняем открытого типа, т. е. предлагается, что вблизи нет химически активных и загрязненных сред, а так же нет ограничения по площади. Принимаем, что площадь земельного участка под подстанцию 8320 м2. Данная площадь учитывает размещение на подстанции ОРУ высшего и среднего напряжений, открытую установку двух трансформаторов. КРУ низшего напряжения и вывод ВЛ в противоположные стороны.

Порталы для ошиновки принимаем со стойками из железобетонных центрифугированных труб. Ошиновка РУ жесткая алюминиевая и гибкая из сталеалюминевых проводов.

Все аппараты на стороне высшего напряжения подстанции располагаем на низких основаниях в горизонтальной плоскости. Разъединители, трансформаторы напряжения монтируем на специальных опорных конструкциях (стульях).

Фундаменты под силовые трансформаторы выполняем в виде железобетонных подножников. Их также как и опоры аппаратов, сооружаем на отметках 250 мм выше уровня планировки.

Распределительные устройства 10 кВ выполняем из комплектных шкафов наружной установки заводского изготовления. Выбираем шкафы серии К-59 У1 [13].

Параметры ячеек:

Uном=10 кВ;

Uнб=12 кВ;

А;

кА;

Высота 2725 мм;

Глубина 3100 мм;

Ширина 750 мм;

Масса 5600 кг.

14. Заземление подстанции

Рассмотрим меры защиты обслуживающего персонала и оборудования, применяемого на ПС.

Заземляющее устройство выполним из вертикальных заземлителей, соединенных полос, полос, проложенных вдоль рядов оборудования, и выравнивающих полос, проложенных в поперечном направлении, которые создают заземляющую сетку.

При расчете заземляющего устройства принимаем

; ; м; .(табл.2.8)

Определим коэффициент напряжения прикосновения по формуле


где - параметр зависящий от

здесь  - удельное сопротивление верхнего слоя грунта,

 - удельное сопротивление нижнего слоя грунта,

, следовательно по [2]

 - длина вертикального заземлителя, м,

 - длина горизонтальных заземлителей, м,

 - расстояние между вертикальными заземлителями, м

 - коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека  и сопротивлению растекания тока от ступней

здесь Ом,Ом,

Коэффициент напряжения прикосновения


Определим напряжение на заземлителе по формуле


где - наибольшее допустимое напряжение прикосновения, В, по [2].

Напряжение на заземлителе

 В < 10000 В (в пределах допустимого)

Сопротивление заземляющего устройства рассчитывается по формуле:

 А [3]

Определим сопротивление заземляющего устройства по формуле

Ом

где - ток стекающий с заземлителя при однофазном коротком замыкании

Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчетную квадратную модель со стороной

 м.

Число ячеек на стороне квадрата

 принимаем .

Длина полос в расчетной модели

м

Длина сторон ячейки

м

Число вертикальных заземлителей по периметру контура при ,

;принимаем .

Общая длина вертикальных заземлений

 м.

Относительная глубина

 , тогда

где - глубина прокладки заземлителя,

По [2] для ; ;

Рисунок 14.1 - Эскизы заземляющего устройства подстанции

Определяем , тогда  

Общее сопротивление сложного заземлителя

 Ом ,

что меньше допустимого

В, что меньше допустимого значения 500 В.

15. Молниезащита подстанции

Защиту распредустройств проектируемой подстанции осуществляем молниеотводами. Молниеотвод состоит из металлического молниеприемника, который возвышается над защищаемым объектом и воспринимает удар молнии, и токопроводящего спуска с заземлителем, через который ток молнии отводится в землю.

Высота защищаемого объекта м. Устанавливаем молниеотводы стержневого типа по углам территории подстанции на расстоянии 3 м от ограждения. Тогда расчетные расстояния между молниеотводами

L1 = 130 - 2 ∙ 3 = 124 м;

L2 = 64 - 2 ∙ 3 = 58 м;

 м.

Принимаем высоту четырех молниеотводов м.

r0 = (1,1 - 0,002 ∙ h) ∙ h , м;

r0 = (1,1 - 0,002 ∙ 30) ∙ 30 = 31,2 м;

rx = (1,1 - 0,002 ∙ h) ∙ (h - hx/0,85), м;

rx = (1,1 - 0,002 ∙ 30) ∙ (30 - 6,3/0,85) = 23,49 м;

h0 = 0,85 ∙ h, м;

h0 = 0,85 ∙ 30 = 25,5 м.

Зона защиты определяется как зона защиты попарно взятых соседних молниеотводов. Условием защищенности объектов высотой hx является выполнение неравенства rcx > 0 для всех попарно взятых молниеотводов

hc1 = h0 - (0,17 + 3 ∙ 10-4 ∙ h) ∙ (L1 - h), м;

hc1 = 25,5 - (0,17 + 3 ∙ 10-4 ∙ 30) ∙ (124 - 30) = 8,67 м;

hc2 = 25,5 - (0,17 + 3 ∙ 10-4 ∙ 30) ∙ (58 - 30) = 20,49 м;

hc3 = 25,5 - (0,17 + 3 ∙ 10-4 ∙ 30) ∙ (136,9 - 30) = 6,4 м;

, м;

 м;

 м;

 м.

Для всех rсх > 0. Радиус действия молниеотводов позволяет защитить подстанцию от прямых ударов молнии.

Эскиз молниезащиты подстанции представлен на рисунке 15.1.

Рисунок 15.1 - Эскиз молниезащиты подстанции

Для защиты объектов на проектируемой подстанции от заноса высоких потенциалов присоединяем все металлические коммуникации и оболочки кабелей (в месте ввода их в объект) к заземлителю защиты от вторичных воздействий молнии. Заземляющие устройства молниеотводов удалены на расстояние 3 метра от заземляющего контура, защиты от вторичных воздействии.

Заключение


В результате курсового проектирования была спроектирована районная понизительная подстанция для электроснабжения потребителей электрической энергии напряжением 220/35/10 кВ.

Спроектированная подстанция полностью отвечает техническим и экономическим требованиям [8].

Подстанция питается от энергосистемы по ВЛ - 220 кВ. На подстанции устанавливаются два трансформатора ТДТН мощностью 25 МВА каждый.

С целью обеспечение необходимой и достаточной надежности работы СЭС на подстанции обеспечивается главной схемой электрическим соединений, предельно снижающие вероятность отказов и перебоев в электроснабжении. В процессе проектирования был произведен технико-экономический расчет выбранной системы электроснабжения, а также рассмотрена организация безопасности эксплуатации труда и работы РПП 220/35/10кВ.

Качество электроэнергии на подстанции обеспечивается: устройствами автоматического регулирования напряжения (РПН), установленными в силовых трансформаторах, что позволяет без отключения трансформаторов изменить напряжение в заданных пределам.

На подстанции установлены необходимые устройства релейной защиты и автоматики для того, чтобы она бесперебойно снабжала электроэнергией потребителя I категории. Для безопасной работы и обслуживания, подстанции спроектировано освещение, молниезащита и заземление.

Таким образом был осуществлён проект районной понизительной подстанции, удовлетворяющий нормам современного проектирования.

Список использованных источников


Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. - М. Энергоатомиздат, 1989 г

Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - М. Энергоатомиздат, 1987 г.

Крючков И.П, Кувшинский Н.Н, Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций //Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования.- М:Энергия, 1978.

Правила устройства электроустановок /Минэнерго. - 7-е изд., перераб. и доп. - М.: Главгосэнергонадзор,2005. - 608 с.

Электрическая часть станций и подстанций. /Под ред. А.А. Васильева. - М. Энергоатомиздат, 1990 г.

Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей. /Под. Ред. В.М. Блок. - М. Высш. школа, 1981 г.

ГОСТ 2.105-95. Общие требования к текстовым документам.

Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ.- М.: ВГПИ и НИИ Энергосетьпроект, 1981. - 65 с.

Расчёт токов симметричных и несимметричных коротких замыканий. Методические указания к курсовой работе/Сост.Серебряков В.Н., Жучков Г.П.Саратов:СГТУ,1998.-27с.

Каталог «НПП Контакт»,2010.

Каталог «Таврида Электрик»,2010.

Прайс-лист завода изготовителя «НПО «ЭлектроПолимерИзолит»,2010

Каталог завода изготовителя ОАО «Самарский завод «ЭЛЕКТРОЩИТ»,2010

Похожие работы на - Районная понизительная подстанция 220/35/10 кВ

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!