Проектирование районной понизительной подстанции напряжения в 35 КВ разных мощностей

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Другое
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    390,14 Кб
  • Опубликовано:
    2017-09-16
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

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, Sкз=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 мощностьmax -максимальная полная мощностьс.н. -полная мощность собственных нужд

Рmax -максимальная активная мощность

Ррасч. - расчетная активная мощность

Рср. - средняя активная мощность

Рi - мощность i-ой ступени графика активной нагрузки

ΔРпер. - переменные потери активной мощности

ΔРпост. - постояные потери активной мощности

ΔРс.н. - потери активной мощности на собственные нуждып - активная энергия, отпущенная потребителям с шин подстанциизап. -коэффициент заполнения графика нагрузкиmax - продолжительность использования максимальной нагрузки

tgφс.в. - средневзвешенный коэффициент мощностин.тр. - номинальная мощность трансформатораmax. - максимальный рабочий токэк. - экономическая плотность токаэк - экономическое сечение проводникадоп. - длительно допустимый токmax - максимальная напряженностьо - критическая напряженностьо ,xо -удельные активное и индуктивное сопротивления,X - активное и индуктивное сопротивленияс - индуктивное сопротивление системык.з. - мощность короткого замыкания

ΔPк.з. -потери короткого замыкания трансформатора -напряжение короткого замыкания трансформаторас.н. - средне-номинальное напряжениенн (вн)с.н. - средне-номинальное напряжение ступени низшего напряжения (высшего напряжения)ΣК -полное сопротивление то точки КЗп - начальное значение периодической составляющей тока КЗу - ударный ток КЗу - ударный коэффициента - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗрез. Rрез. - результирующие индуктивное и активное сопротивления до точки КЗ

ω - угловая частотадоп.ном. - допустимый номинальный ток при +25 оС

νо -действительная температура воздуха

νк -расчетная температура проводника при КЗ

νк.доп. -допустимая температура проводника при КЗ

νн - температура проводника до КЗ

νдоп. -длительно допустимая температура проводника

ν о ном. - номинальная температура воздуха +25 оС

ƒк -сложная функция температуры проводника при протекании тока КЗ

ƒн - 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 проводникасети ном. - номинальное напряжение сети в месте установки аппратан - номинальное напряжение аппаратанорм.расч. -расчетный ток нормального режиман -номинальный ток аппаратапр.скв. - предельно сквозной токтер. -ток термической стойкости аппарататер. - время протекания тока термической стойкости аппаратаоткл.ном. - номинальный ток отключения выключателя - номинальный ток первичной обмотки трансформатора токадин. - ток динамической стойкости трансформатора тока (ТТ)2 - полное расчетное сопротивления вторичной цепи ТТ2 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: uк=10,5%, ΔРк=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 Вк. 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 fн=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;

Вк - 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 (δдоп=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 z2ном=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, Uном= 6 кВ S2ном=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

 

Похожие работы на - Проектирование районной понизительной подстанции напряжения в 35 КВ разных мощностей

 

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