Проектирование районной понизительной подстанции напряжения в 35 КВ разных мощностей

Оглавление

Введение

. Исходные данные

. Принятые обозначения

. Построение графиков нагрузки подстанции

.1 Суточные графики нагрузок потребителей

.2 Суммарный (совмещенный) график нагрузок потребителей

.3 Годовой график по продолжительности нагрузки

.4 Технико-экономические показатели, определяемые из графиков нагрузки

.5 График полной мощности

. Выбор числа и мощности трансформаторов и расчет на перегрузочную способность

.1 Построение эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки подстанции

.2 Выбор трансформатора собственных нужд

. Выбор и обоснование электрической схемы подстанции

. Выбор марки и сечения проводов линий высокого и низкого напряжения

. Расчет токов аварийных режимов

.1 Расчет сопротивлений схем замещения системы, линии высокого напряжения, трансформаторов

.2 Расчет токов трехфазного короткого замыкания

.3 Расчет ударного тока трехфазного короткого замыкания

. Выбор токоведущих частей и электрического оборудования подстанции

.1 Выбор и проверка ошиновки распределительного устройства высокого напряжения

.2 Выбор и проверка ошиновки распределительного устройства низкого напряжения

.3 Выбор и проверка электрических аппаратов

.3.1 Выбор выключателей

.3.2 Выбор разъединителей

.3.3 Выбор ограничителей перенапряжения

.4 Контрольно-измерительная аппаратура

.4.1 Выбор трансформаторов тока

.4.2 Выбор трансформаторов напряжения

Заключение

Список использованных источников

Приложение

Введение

В курсовом проекте выполнено проектирование проходной электрической подстанции 110/10 кВ. Выполнен расчет максимальных режимов присоединений и токов короткого замыкания на подстанции, выбор силового электрооборудования, такого как высоковольтные выключатели, трансформаторы тока и напряжения, силовые трансформаторы, трансформаторы собственных нужд.

Обоснованные технические решения в курсовом проекте позволят производить надежное электроснабжение потребителей.

1. Исходные данные

Основные исходные данные:

Тип подстанции: тупиковая, 110/10 кВ.

Тип ВЛ высокого напряжения: двухцепная.

Напряжение ВЛ ВН: 110 кВ.

Длина ВЛ ВН: 60 км.

Расположение проводов: треугольн, 3 м.

Мощность короткого замыкания, S_кз=750 МВА

Потребители подстанции

№ п/п	Наименование потребителя	Максимальная мощность, МВт	Напряжение питающих линий, кВ	Кол-во питающих линий	cosφ
1	Сельскохозяйственный район	2	10	2	0,85
2	Предприятие по добыче угля	7	10	4	0,78
3	Предприятие цветной металлургии	8	10	5	0,83
4	Предприятие текстильной промышленности	1	10	2	0,78
5	Предприятие бумажной промышленности	5	10	2	0,83

2. Принятые обозначения

Р - активная мощность- реактивная мощность-полная мощность_max -максимальная полная мощность_с.н. -полная мощность собственных нужд

Р_max -максимальная активная мощность

Р_расч. - расчетная активная мощность

Р_ср. - средняя активная мощность

Р_i - мощность i-ой ступени графика активной нагрузки

ΔР_пер. - переменные потери активной мощности

ΔР_пост. - постояные потери активной мощности

ΔР_с.н. - потери активной мощности на собственные нужды_п - активная энергия, отпущенная потребителям с шин подстанции_зап. -коэффициент заполнения графика нагрузки_max - продолжительность использования максимальной нагрузки

tgφ_с.в. - средневзвешенный коэффициент мощности_н._тр. - номинальная мощность трансформатора_max. - максимальный рабочий ток_эк. - экономическая плотность тока_эк - экономическое сечение проводника_доп. - длительно допустимый ток_max - максимальная напряженность_о - критическая напряженность_о ,x_о -удельные активное и индуктивное сопротивления,_X - активное и индуктивное сопротивления_с - индуктивное сопротивление системы_к.з. - мощность короткого замыкания

ΔP_к.з. -потери короткого замыкания трансформатора_%к -напряжение короткого замыкания трансформатора_с.н. - средне-номинальное напряжение_{нн (вн)с.н.} - средне-номинальное напряжение ступени низшего напряжения (высшего напряжения)_ΣК -полное сопротивление то точки КЗ_п - начальное значение периодической составляющей тока КЗ_у - ударный ток КЗ_у - ударный коэффициент_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ_рез. R_рез. - результирующие индуктивное и активное сопротивления до точки КЗ

ω - угловая частота_{доп.ном}. - допустимый номинальный ток при +25 оС

ν_о -действительная температура воздуха

ν_к -расчетная температура проводника при КЗ

ν_к.доп. -допустимая температура проводника при КЗ

ν_н - температура проводника до КЗ

ν_доп. -длительно допустимая температура проводника

ν _{о ном}. - номинальная температура воздуха +25 оС

ƒ_к -сложная функция температуры проводника при протекании тока КЗ

ƒ_н - сложная функция температуры проводника до возникновения тока КЗ- сечение проводникак - импульс квадратичного тока (интеграл Джоуля) при КЗ-наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ- изгибающий момент-момент сопротивления проводника

σ - напряжение в материале проводника_{сети ном}. - номинальное напряжение сети в месте установки аппрата_н - номинальное напряжение аппарата_{норм.расч}. -расчетный ток нормального режима_н -номинальный ток аппарата_пр.скв. - предельно сквозной ток_тер. -ток термической стойкости аппарата_тер. - время протекания тока термической стойкости аппарата_{откл.ном}. - номинальный ток отключения выключателя_1н - номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока_дин. - ток динамической стойкости трансформатора тока (ТТ)₂ - полное расчетное сопротивления вторичной цепи ТТ_{2 ном}. - допустимое полное сопротивление вторичной цепи ТТ₂ - расчетная полная мощность вторичной цепи трансформатора напряжения (ТН)_{2 ном.} - допустимая полная мощность вторичной цепи ТН

3. Построение графиков нагрузки подстанции

 

.1 Суточные графики нагрузок потребителей

Суточные типовые графики, приведенные в МУ, переводим в фактические, используя максимум нагрузки (Приложение)

Зимний ГЭН сельскохозяйственного района

Летний ГЭН сельскохозяйственного района

Зимний ГЭН предприятия по добыче угля

Летний ГЭН населенного пункта

Зимний ГЭН предприятия цветной металлургии

Летний ГЭН предприятия цветной металлургии

Зимний ГЭН предприятия текстильной промышленности

Летний ГЭН предприятия текстильной промышленности

Зимний ГЭН предприятия бумажной промышленности

Летний ГЭН предприятия бумажной промышленности

3.2 Суммарный (совмещенный) график нагрузок потребителей

Этот график определяется с учетом потерь мощности на подстанции. При построении ГЭН учитываем постоянные потери в элементах подстанции, переменные потери и потери на собственные нужды. (Приложение). ток подстанция трансформатор высоковольтный

Совмещенный зимний ГЭН

Совмещенный летний ГЭН

 

.3 Годовой график по продолжительности нагрузки

Зависимость продолжительности использования активной мощности на определенном уровне от времени, данные для построения:

Исходные данные для графика по продолжительности нагрузки

Р, МВт	t, ч	Р, МВт	t, ч	Р, МВт	t, ч	Р, МВт	t, ч	Р, МВт	t, ч
25,19	200	19,90	200	16,69	200	9,96	165	8,08	165
24,95	200	19,56	200	15,86	200	9,96	165	7,17	165
24,53	200	19,50	200	15,58	165	9,70	200	7,07	200
24,17	200	19,44	165	15,52	165	9,70	200	6,81	200
24,06	200	18,13	165	15,24	165	9,47	200	6,75	165
23,94	200	17,78	165	14,24	165	9,47	200	5,29	165
23,17	200	17,50	165	14,02	165	9,26	165	5,07	165
22,29	200	17,16	200	13,29	165	8,45	165	5,07	165
21,70	165	17,04	165	11,70	200	8,45	165
21,12	200	16,99	200	11,10	200	8,08	165

Годовой график активной мощности по продолжит. нагрузки

 

.4 Технико-экономические показатели, определяемые из графиков нагрузки

Энергия, отпущенная с шин подстанции потребителям:

 тыс. кВт*ч

Средняя нагрузка по графику за рассматриваемый период:

 МВт

Коэффициент заполнения графика:

Продолжительность использования максимума нагрузки:

 ч

 

.5 График полной мощности

График полной мощности подстанции строим для зимнего периода

График полной мощности подстанции

4. Выбор числа и мощности трансформаторов и расчет на перегрузочную способность

Выбираем два трансформатора с условием загрузки каждого 70 % в нормальном режиме работы

 МВА

Принимаем трансформаторы ТРДН-25000/110-У1.

 

.1 Построение эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки подстанции

Для проверки нагрузочной способности выбранных трансформаторов, построим двухступенчатые графики их загрузки. Расчет ведем для зимнего периода. Рассчитаем эквивалентные значения мощности:

МВА

МВА

График нагрузки имеет два максимума: больший следует за меньшим

График нагрузки имеет два максимума: меньший следует за большим

;

При имеющимся одном максимуме трансформатор загружен менее номинальной мощности. При десятичасовой загрузке 69 % трансформатор может перегружаться в 1,4 раза около 4-х часов. Также трансформатор может перегружаться в 1,16 раз в течении 12 часов, что соответствует исходному графику нагрузки. Для облегчения режима работы трансформатора рекомендуется установить на подстанции средства компенсации реактивной мощности.

4.2 Выбор трансформатора собственных нужд

Установленную мощность трансформатора собственных нужд (ТСН) подстанции можно найти по формуле

 МВА

Принимаем два ТСН типа ТМ 1000/0,4 мощностью 1000 кВА каждый.

5. Выбор и обоснование электрической схемы подстанции

Согласно СТО56947007-29.240.30.010-2008 (действующий стандарт #"897592.files/image028.jpg">

Схема «Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов»

6. Выбор марки и сечения проводов линий высокого и низкого напряжения

Предварительной найдем максимальный ток одной высоковольтной линии

Провода выбираем по экономической плотности тока

 мм²

Выбираем провод АС 70/11.

Проверяем выбранный провод по условию нагрева максимальным током:

 А

 А

Условие выполняется.

Проверяем провод по условию короны.

 кВ/см

 кВ/см

 кВ/см

Условие выполняется

7. Расчет токов аварийных режимов

Расчетные токи КЗ определены из условия нахождения максимальных токов КЗ, которые протекают через соответствующие проводники и электрические аппараты.

 

.1 Расчет сопротивлений схем замещения системы, линии высокого напряжения, трансформаторов

Схема для расчета токов КЗ.

Принимаем базисные условия:

;

Сопротивление системы:

Сопротивление высоковольтной линии:

Так как линия двуцепная, ее фактическое сопротивление меньше в два раза.

 

.2 Расчет токов трехфазного короткого замыкания

Находим ток КЗ на стороне 110 кВ (точка К1).

Учитываем от системы и сопротивление линии:

периодическая составляющая

Так как, то .

В зависимости от места КЗ будем иметь разные значения постоянной времени затухания апериодической составляющей  и ударного коэффициента .

 с

 

.3 Расчет ударного тока трехфазного короткого замыкания

Ударный ток КЗ (наибольший пик):

 кА

Собственное и полное время отключения предварительно принятых выключателей:

Время отключения выключателей

Апериодическая составляющая тока КЗ:

де  с

 с - минимальное время срабатывания релейной защиты,

 - наименьшее время от начала КЗ до расхождения контактов выключателя.

Данные трансформатора ТРДН - 25000/110: u_к=10,5%, ΔР_к=121 кВт

Сопротивление двухобмоточного трансформатора:

Схему замещения покажем на рисунке.

Схема замещения для расчетов ТКЗ

Суммарное сопротивление до точки КЗ:

Периодическая составляющая тока КЗ от системы (точка К2):

Апериодическая составляющая тока КЗ:

Наибольший пик тока КЗ определяем:

Расчет теплового импульса ТКЗ. Для выполнения проверки коммутационных аппаратов, шин и кабелей на термическую стойкость определяем тепловой импульс тока короткого замыкания В_к. Тепловой импульс определяется для каждой из точек КЗ расчетной схемы.

При этом на разных уровнях установлено определенное время действия релейной защиты:

-        вводные выключатели на стороне 110 кВ

-        выключатели на стороне 10 кВ.

Также учитываем полное время отключения выключателей на каждом уровне и время затухания апериодической составляющей тока КЗ. Для примера рассчитаем тепловой импульс для точки КЗ К₁.

 кА²·с,

где с;

 с - время действия тока КЗ, состоит из полного времени отключения выключателя и времени действия основной релейной защиты.

 кА²·с,

8. Выбор токоведущих частей и электрического оборудования подстанции

 

.1 Выбор и проверка ошиновки распределительного устройства высокого напряжения

Выбираем шины на стороне 110 кВ. Используются гибкие шины, выполненные сталеалюминевыми проводами типа АС.

Условие выбора:

,

где ;

 коэффициент поправки на температуру окружающей среды. Так как в задании температура явно не указана, принимаем, что она равна номинальной (25ºС), тогда .

Принимаем провод марки АС 70/11, Iдоп=265А.

265 А ≥ 160 А - условие выполняется.

Проверяем выбранные шины:

а) на термическую стойкость действия тока КЗ:

,

 ^оС

 , ^оС

По кривой находим f_н=51. Тогда

По кривой определяем значение температуры после КЗ

 ^оС

 ^оС

 

.2 Выбор и проверка ошиновки распределительного устройства низкого напряжения

Выполним расчет шин для ввода в ЗРУ. Выбор сечения шин выполняем по допустимому нагреву (по значению тока в форсированном режиме). Так как , то принимаем алюминиевые шины прямоугольного сечения со следующими параметрами:

·   принимаем однополосные шины;

·   принимаем расположение шин „плашмя”;

·   сечение шин 1200 мм² (h=120 мм, b =10 мм);

·   допустимый ток полосы .

Выбранное сечение шин проверяем по допустимому длительному току нагрузки по условию:

.

Значение допустимого тока определяем:

,

где - коэффициент, который учитывает поправку на расположение и размер шины,  при расположении шины „плашмя” и h>60 мм.

 - коэффициент, который учитывает поправку на температуру окружающей среды при отличии от номинальной, принимаем температуру окружающей среды , соответственно ;

.

Проверка шин на термическую стойкость при КЗ: сопоставляют конечную температуру шины  с допустимой при кратковременном нагреве .

Условие:

 для алюминиевых шин,  - находится графически.

 - длительная допустимая температура нагрева для алюминиевых шин;

- номинальная температура окружающей среды для шин, расположенных в воздухе.

Определяем начальную расчетную температуру шины при протекании тока форсиванного режима:

По графику и кривой рис. [1] находим для , что .

где F - сечение шин;=1,054∙10^-2  - коэффициент, который учитывает удельное сопротивление и эффективную теплоемкость проводника;

В_к - значение теплового импульса.

Для , .

Шины удовлетворяют условие термической стойкости:

.

Минимальное сечение по условию термической стойкости:

Выбранное сечение больше, чем минимальное, что удовлетворяет условие термической стойкости.

Выполним проверку на электродинамическую стойкость действия токов КЗ.

Условие:

где  допустимое напряжение в материале шины;

максимальное расчетное напряжение в материале шины при частоте собственных колебаний Гц.

где расстояние между опорными изоляторами, м;

 - момент сопротивления поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению силы взаимодействия шин;

расстояние между осями шин соседних фаз.

Определяем пролет  из условия механического резонанса, допуская, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц.

где - момент инерции поперечного сечения шины;

 - модуль упругости материала шин ;

 - масса однополосной шины.

Рассчитываем напряжение:

Выполняем проверку на электродинамическую стойкость (δ_доп=40 МПа - для алюминия):

МПа>12,14 МПа.

Шины динамически стойкие к электродинамическому действию токов КЗ.

 

.3 Выбор и проверка электрических аппаратов

 

.3.1 Выбор выключателей

Расчетные токи для выбора выключателей и проверка их на электродинамическую и термическую стойкость определяются для наиболее тяжелых условий, которые возможны при эксплуатации. Выбор вакуумных выключателей осуществляем по следующим условиям:

Выбор выключателей на напряжение 110 и 10 кВ

Условия выбора	Тип		Каталожные данные		Расчетные данные
U сети.ном. ≤ Uн ,кВ	ВРС-110-20/630 У2		110		110
I норм.расч. ≤ Iн , А			630		160
Iп ≤ I откл.ном. , кА			20		2,08
iу ≤ iпр.скв. , кА			52		5,59
Bк ≤ I2тер. t тер ,кА2·с			1200		6,41
U сети.ном. ≤ Uн ,кВ		BB/TEL-10-31,5/2000 У2	10		10
I норм.расч. ≤ Iн , А			2000		1924
Iп ≤ I откл.ном. , кА			31,5		11,08
iу ≤ iпр.скв. , кА			63		18,97
Bк ≤ I2тер. t тер ,кА2·с			2976		138
U сети.ном. ≤ Uн ,кВ		BB/TEL-10-31,5/2000 У2		10	10
I норм.расч. ≤ Iн , А				2000	1924
Iп ≤ I откл.ном. , кА				31,5	11,18
iу ≤ iпр.скв. , кА				63	18,97
Bк ≤ I2тер. t тер ,кА2·с				2976	138

 

.3.2 Выбор разъединителей

Выбираем разъединители со стороны 110 кВ с двумя парами заземляющих ножей.

Выбор разъединителей

Условия выбора	Тип	Каталожные данные	Расчетные данные
Uсети.ном. ≤ Uн , кВ		110	110
Iнорм.расч. ≤ Iн , А	РДЗ-2-110/1000 У1	1000	160
iу ≤ iпр.скв. , кА		63	5,59
Bк ≤ I2тер. t тер , кА2·с		675	6,41

 

.3.3 Выбор ограничителей перенапряжения

ОПН выбираем и проверяем по следующим условиям:

Выбор ограничителей перенапряжения

Тип ограничителя перенапряжения	Напряжение установки	Назначение	Способ установки
ОПН-110	110 кВ	Ограничение перенапряжений	Наружный
ОПН-10	10 кВ	Ограничение перенапряжений	Внутренний

 

.4 Контрольно-измерительная аппаратура

 

.4.1 Выбор трансформаторов тока

Выбираем трансформаторы тока на ввод 10 кВ. Предварительно принимаем трансформаторы тока типа ТПЛ-10-М з z_2ном=0,8 Ом .

Принимаем состав приборов: Амперметр Э-335, Ваттметр Д-335, Варметр Д-335, Счетчик активной и реактивной энергии А1805 RALQ. Равномерно распределяя нагрузку между фазами, получим наибольшую загрузку фазы 2 ВА.

Сопротивление приборов:

Допустимое сопротивление проводов:

 Ом,

Принимаем кабель с алюминиевыми жилами, длинной 40 м. Сечение жил кабеля:

где  - удельное сопротивление материала проводника

- расчетная длинна проводов при подключении обмоток ТТ в полную звезду.

По условиям механической прочности принимаем кабель АКРВГ с сечением жил 4 мм².

Проверяем фактическую нагрузку на вторичную обмотку ТТ:

 Ом

Проверка на электродинамическую стойкость для шинных трансформаторов тока не требуется.

Проверка ТТ на термическую стойкость:

 , кА² с - выполняется.

где  .

Окончательно принимаем трансформаторы тока типа ТПЛ-10-М-2000/5-У3. Для других присоединений результаты сводим в таблицу.

Выбор трансформаторов тока

Присоединение	Секционный		Вводной		С/х район		Цветная металлургия
Тип ТТ	ТПЛ-10-М-1000/5У3		ТПЛ-10-М-2000/5У3		ТПЛ-10-М-100/5У3		ТПЛ-10-М-100/5У3
Условие	Каталожные данные	Расчетные данные	Каталожные данные	Расчетные данные	Каталожные данные	Расчетные данные	Каталожные данные	Расчетные данные
U сети.ном. ≤ Uн , кВ	10	10	10	10	10	10	10	10
I норм.расч. ≤ I 1н , А	1000	962	2000	1924	100	67,9	100	66,3
Конструкция	Проходной
Класс точности	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5
Z2 ≤ Z2 ном. , Ом	1	0.112	1	0.192	1	1	0.19	0.19
Bк ≤ I2тер. t тер , кА2·с	1200	175	1200	175	578	175	578	175
Присоединение	По добыче угля		Бумажная. Промышленность		Текстильная промышленность
Тип ТТ	ТПЛ-10-М-200/5У3		ТПЛ-10-М-200/5У3		ТПЛ-10-М-300/5У3
U сети.ном. ≤ Uн , кВ	10	10	10	10	10	10
I норм.расч. ≤ I 1н , А	200	144	200	174	50	204
Конструкция	Проходной
Класс точности	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5
Z2 ≤ Z2 ном. , Ом	1	0.19	1	0.19	1	0.19
Bк ≤ I2тер. t тер , кА2·с	578	175	578	175	578	175

 

.4.2 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения для питания приборов и устройств защиты выбирают по номинальному напряжению, классу точности, схеме соединения обмоток и конструктивному исполнению. На каждую секцию шин устанавливаем ТН, который обеспечивает питание приборов и реле, определяем вторичную нагрузку ТН. При расчете нагрузок измерительных приборов и реле их можно не распределять по фазам.

Нагрузка вторичной обмотки трансформатора напряжения определяется:

Предварительно принимаем трансформатор напряжения типа НАМИ-10-95-УХЛ2, U_ном= 6 кВ S_2ном=75 ВА с классом точности 0,5.

Расчет нагрузки ТН сводим в таблицу.

Суммарная вторичная нагрузка трансформатора напряжения:

Двух трансформаторов напряжения суммарной мощностью 2х75=150 ВА достаточно для обеспечения данной нагрузки. Трансформаторы будут работать в заданном классе точности 0,5. Нагрузка трансформаторов напряжения составляет 22,2 ВА.

Выбор трансформаторов напряжения

Параметры выбора	Тип трансформатора напряжения	Расчетные данные	Каталожные данные
U сети.ном. ≤ Uн , кВ	НАМИ-10-95-УХЛ2	10	10
схема соединения обмоток		Звезда/звезда
класс точности		0,5
S2 ≤ S 2ном.		75	22,2

Предохранители для защиты трансформаторов напряжения выше 1000 В выбирают по номинальному напряжению, номинальному току, номинальному току отключения и роду установки.

Предохранители для защиты ТН выбирают лишь по номинальному напряжению.

Выбор предохранителей

Параметры предохранителя ПКН001-10У3	Условия выбоа
	каталог	Расчет
, кВ	10	10

Заключение

В курсовом проекте выполнен расчет и обоснование выбора элементов подстанции 110/10 кВ.

Для выполнения поставленных зада в курсовом проекте были построены графики нагрузок для летнего и зимнего периодов по каждому присоединению подстанции и суммарный график. После чего был выполнено построение годового графка по продолжительности нагрузки, что дало возможность определить показатели ГЭН.

В курсовом проекте был выполнен расчеты аварийных режимов при проектировании электрической установки, что необходимо для выбора подстанционной аппаратуры и проверки токоведущих частей на их термическую и электродинамическую стойкость, а также для расчета релейной защиты и заземляющих устройств. Был произведен расчет токов трехфазного короткого замыкания на стороне высокого (точка К1) и низкого напряжения (точка К2) трансформаторной подстанции. В результате получены значения, которые удовлетворяют возможности принятия стандартных типов оборудования на подстанции.

Так как подстанция по условию тупиковую, то принято было решение выполнить схему подстанции «два блока с трансформаторами». При проектировке подстанции принято стандартное решение выполнить ошиновку 110 кВ гибкими шинами, а напряжением 10 кВ - плоскими твердыми медными шинами. Шины проверялись на электротермическую и электродинамическую стойкость.

В соответствии с принятой схемой электрических соединений подстанции в курсовом проекте произведен выбор и проверка следующих аппаратов:

На стороне высокого напряжения подстанции - разъединители, выключатели, ограничители перенапряжения, контрольно-измерительная аппаратура (трансформаторы тока и напряжения, измерительные приборы).

На стороне низкого напряжения подстанции - тип ячеек ЗРУ, в которых установлено: разъединители, выключатели, ограничители перенапряжения, контрольно-измерительная аппаратура (трансформаторы тока и напряжения, измерительные приборы).

При выборе аппаратов учитывалась возможность появления в схеме электроснабжения подстанции утяжеленного режима. Рабочий ток утяжеленного режима находился при отключении одного из параллельно работающих трансформаторов с учетом аварийно допустимой перегрузки оставшегося в работе, либо при отключении одной из питающих линий. На ОРУ высокого напряжения использованы вакуумные выключатели серии ВВС. В ЗРУ низкого напряжения вакуумые типа BB/TEL.

Выбранные электрические аппараты проверены на устойчивость в режиме короткого замыкания.

Список использованных источников

1. Правила устройства электроустановок РК. Министерство энергетики и минеральных ресурсов РК, 2014

. РД 153-34.0-20.527-98. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования/ под ред. Б.Н.Неклепаева.- М.:Изд-во НЦ ЭНАС, 2001

. Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов.-М.:Изд-во «Мастерство», 2001.

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

. Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах.-М.:Энергия, 1972

. СТО 56947007-29.240.30.010-2008 Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения.

. Справочник по проектированию электроснабжения/под ред. Ю.Г. Барыбина, Л.Е. Федорова, М.Г. Зименкова, А.Г. Смирнова.- М.: Энергоатомиздат, 1990

. Неклепаев Б.Н. Электрические станции .-М.: Энергия,1976

. Электрическая часть электростанций и подстанций/ справочные материалы под ред. Б.Н. Неклепаева. -М.: Энергия, 1978

. Мельников Н.А. Электрические сети и системы.-М.: Энергия, 1975

. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения/под ред. И.А.Баумштейна и М.В.Хомякова.-М.: Энергоиздат, 1981

. Вакуумная коммутационная аппаратура. ФГУП «НПП Контакт», Россия г.Саратов, 2005

. Высоковольтное оборудование. Карпинский электромашиносторительный завод, Россия г.Карпинск, 2005

. Вакуумные выключатели ВВ/ТЕL, ОПН/TEL. Таврида Электрик, Россия г.Москва, 2005

. Техническая документация ЗАО ПФ «КТП-Урал», ISO 9001:2000, Россия, Екатеринбург, 2005

Приложение

 

Данные ГЭН предприятий

Расчет зимнего графика нагрузки сельскохозяйственного района

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	Час
20	20	20	20	20	20	20	45	75	95	90	ni,%
0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,9	1,5	1,8	1,9	1,8	Pi,МВт
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	Час
90	100	95	90	80	60	55	50	45	30	20	20	ni,%
1,8	2	1,9	1,8	1,6	1,2	1,1	1	0,9	0,6	0,4	0,4	Pi,МВт

 

Расчет летнего графика нагрузки сельскохозяйственного района

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	Час
15	15	10	10	15	15	15	15	40	40	70	85	ni,%
0,3	0,2	0,2	0,3	0,3	0,3	0,3	0,8	0,8	1,4	1,7	1,4	Pi,МВт
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	Час
70	70	80	70	70	50	40	30	15	15	15	15	ni,%
1,4	1,4	1,6	1,4	1,4	1	0,8	0,6	0,3	0,3	0,3	0,3	Pi,МВт

 

Расчет зимнего графика предприятия цветной металлургии

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	Час
60,00	50,00	38,00	38,00	45,00	55,00	70,00	80,00	85,00	70,00	50,00	45,00	ni,%
1,80	1,50	1,14	1,14	1,35	1,65	2,10	2,40	2,55	2,10	1,50	1,35	Pi,МВт
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	Час
40	40	60	70	80	90	100	100	95	85	80	70	ni,%
1,2	1,2	1,8	2,1	2,4	2,7	3	3	2,85	2,55	2,4	2,1	Pi,МВт

Расчет летнего графика предприятия цветной металлургии

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	Час
55	38	25	25	25	38	45	62	68	62	45	45	ni,%
1,14	0,75	0,75	0,75	1,14	1,35	1,86	2,04	1,86	1,35	1,35	1,14	Pi,МВт
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	Час
38	38	45	55	55	60	70	80	85	85	75	60	ni,%
1,14	1,14	1,35	1,65	1,65	1,8	2,1	2,4	2,55	2,55	2,25	1,8	Pi,МВт

 

Расчет зимнего графика нагрузки предприятия по добыче угля

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	Час
98	97	97	98	100	100	100	100	100	98	98	100	ni,%
5,88	5,82	5,82	5,88	6	6	6	6	6	5,88	5,88	6	Pi,МВт
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	Час
100	100	100	100	100	98	100	100	100	98	98	ni,%
6	6	6	6	6	5,88	5,88	6	6	6	5,88	5,88	Pi,МВт

Расчет летнего графика нагрузки предприятия по добыче угля

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	Час
85	80	80	85	90	90	90	90	90	85	85	90	ni,%
4,8	4,8	5,1	5,4	5,4	5,4	5,4	5,4	5,1	5,1	5,4	5,4	Pi,МВт
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	Час
90	90	90	90	90	80	80	90	90	90	85	85	ni,%
5,4	5,4	5,4	5,4	5,4	4,8	4,8	5,4	5,4	5,4	5,1	5,1	Pi,МВт

Расчет зимнего графика нагрузки предприятия бумажной промышленности

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	Час
70	70	70	70	25	25	100	100	100	100	60	100	ni,%
3,5	3,5	3,5	3,5	1,25	1,25	5	5	5	5	3	5	Pi,МВт
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	Час
100	100	90	90	90	90	50	90	90	90	80	80	ni,%
5	5	4,5	4,5	4,5	4,5	2,5	4,5	4,5	4,5	4	4	Pi,МВт

Расчет летнего графика нагрузки предприятия бумажной промышленности

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	Час
57	57	45	45	15	15	15	90	90	90	45	45	ni,%
2,85	2,25	2,25	0,75	0,75	0,75	4,5	4,5	4,5	2,25	2,25	4,5	Pi,МВт
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	Час
90	90	85	85	85	85	35	35	80	80	65	65	ni,%
4,5	4,5	4,25	4,25	4,25	4,25	1,75	1,75	4	4	3,25	3,25	Pi,МВт

Расчет зимнего графика нагрузки предприятия текстильной промышленности

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	Час
50	50	50	50	50	50	100	100	100	100	100	100	ni,%
4,5	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5	9	9	9	9	9	9	Pi,МВт
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	Час
100	100	100	100	100	100	100	60	60	60	60	60	ni,%
9	9	9	9	9	9	9	5,4	5,4	5,4	5,4	5,4	Pi,МВт

Расчет летнего графика нагрузки предприятия текстильной промышленности

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	Час	45	45	40	40	40	40	40	70	70	80	80	ni,%
4,05	4,05	3,6	3,6	3,6	3,6	3,6	6,3	6,3	7,2	7,2	8,1	Pi,МВт
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	Час
90	90	90	90	45	45	45	45	45	45	45	45	ni,%
8,1	8,1	8,1	8,1	4,05	4,05	4,05	4,05	4,05	4,05	4,05	4,05	Pi,МВт

 

Суммарный летний график нагрузки подстанции

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	Час
13,14	12,05	11,90	10,80	11,19	11,40	15,66	19,04	18,56	17,30	17,90	20,54	Pi,МВт
0,208	0,208	0,208	0,208	0,208	0,208	0,208	0,208	0,208	0,208	0,208	0,208	ΔРпост
0,104	0,104	0,104	0,104	0,104	0,104	0,104	0,104	0,104	0,104	0,104	0,104	ΔРсн
0,83	0,698	0,681	0,561	0,602	0,625	1,179	1,743	1,656	1,439	1,54	2,028	ΔРпер
14,28	13,06	12,89	11,67	12,10	12,34	17,15	21,09	20,53	19,05	19,75	22,88	РΣпсi
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	Час
20,54	20,54	20,70	20,80	16,75	15,90	13,50	14,20	16,30	16,30	14,95	14,50	Pi,МВт
0,208	0,208	0,208	0,208	0,208	0,208	0,208	0,208	0,208	0,208	0,208	0,208	ΔРпост
0,104	0,104	0,104	0,104	0,104	0,104	0,104	0,104	0,104	0,104	0,104	0,104	ΔРсн
2,028	2,028	2,06	2,08	1,349	1,215	0,876	0,969	1,277	1,277	1,075	1,011	ΔРпер
22,88	22,88	23,07	23,19	18,41	17,43	14,69	15,48	17,89	17,89	16,34	15,82	РΣпсi

 

Суммарный зимний график нагрузки подстанции

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	Час
16,08	15,72	15,36	15,42	13,50	13,80	22,50	23,30	24,05	23,78	21,28	23,15	Pi,МВт
0,235	0,235	0,235	0,235	0,235	0,235	0,235	0,235	0,235	0,235	0,235	0,235	ΔРпост
0,118	0,118	0,118	0,118	0,118	0,118	0,118	0,118	0,118	0,118	0,118	0,118	ΔРсн
1,1	1,052	1,004	1,012	0,776	0,81	2,154	2,31	2,461	2,406	1,927	2,281	ΔРпер
17,53	17,12	16,72	16,78	14,63	14,96	25,01	25,96	26,86	26,54	23,56	25,78	РΣпсi
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	Час
23,00	23,20	23,20	23,40	23,50	23,28	21,48	19,90	19,65	19,05	18,08	17,78	Pi,МВт
0,235	0,235	0,235	0,235	0,235	0,235	0,235	0,235	0,235	0,235	0,235	0,235	ΔРпост
0,118	0,118	0,118	0,118	0,118	0,118	0,118	0,118	0,118	0,118	0,118	ΔРсн
2,251	2,29	2,29	2,33	2,35	2,306	1,963	1,685	1,643	1,544	1,391	1,345	ΔРпер
25,60	25,84	25,84	26,08	26,20	25,94	23,80	21,94	21,65	20,95	19,82	19,48	РΣпсi