Проектування районної трансформаторної підстанції 3510кВ

Розрахунок розгалуженої лінії електропередачі 10кВ, повного електричного навантаження на шинах. Вибір потужності трансформатора та запобіжників. Вибір кількості та номінальної потужності силових трансформаторів, електричної апаратури розподільника.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык украинский
Дата добавления 11.11.2014
Размер файла 251,1 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

6

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовий проект

Проектування районної трансформаторної підстанції 35/10кВ

Вступ

розподільник електропередача трансформатор підстанція

По розвитку енергетики країни можна судити про її економічний, політичний та соціологічний рівень розвитку. Мабуть, не знайдеться в сьогоденній Україні такий населений пункт, до якого не була б підведена електроенергія. Вона використовується повсюди. Основна частина електроенергії виробляється на великих електростанціях (ТЕС, АЕС, ГЕС), шляхом перетворення теплової, механічної або хімічної енергії природних джерел. Крім того, як електроносії на електростанціях можуть використовуватись вітер, тепло земних надр, морські припливи, тепло сонячного про-міння, проте такі електростанції малопотужні, внаслідок чого вони мають місцеве значення. Електростанції об'єднуються між собою в енергетичні системи.

Між енергосистемою й споживачами розміщене передавальне обладнання, що складається з підвищувальних і знижувальних трансформаторних підстанцій та ліній передачі електроенергії різної напруги.

Частина енергосистеми, що складається з генераторів, розподільних пристроїв, підстанцій, ліній електричних мереж і споживачів електроенергії, називається електричною системою.

Електрична мережа - це частина електричної системи, що складається з підстанцій і ліній електропередачі різної напруги.

Повітряними лініями 500 і 700 кВ об'єднують потужні енергосистеми. Також їх використовують для передачі великих потужностей на великі відстані. Повітряні лінії напругою 220 і 330 кВ використовуються для електропостачання великих промислових районів, а також для зв'язку між окремими енергосистемами. Живлення підстанцій від енергосистем і для зв'язку між підстанціями використовуються повітряні лінії напругою 35, 10 кВ. Для розподілу електроенергії між сільськогосподарськими споживачами використовують розподільні лінії напругою 10 та 0,4 кВ.

Виробництво електроенергії, передача її до споживачів нерозривно пов'язані з утратами при перетворенні різних видів енергії в електричну в

генераторах, трансформаторах і лініях електропередачі. У процесі виробництва, передачі, розподілу та споживання електроенергії можуть виникати різні ненормальні режими роботи електроустановок, які негативно впливають на надійність та економічність електропостачання. Тому головною задачею електропостачання є зменшення втрат електроенергії в процесі її виробництва, передачі, розподілу й споживання та підвищення його надійності й економічності.

Для підвищення надійності електропостачання можуть бути використані різні організаційні та технічні заходи: підвищення вимог до обслуговуючого персоналу; раціональна організація поточних та капітальних ремонтів; застосування досягнень науки і техніки при пошуку та ліквідації пошкоджень; забезпечення аварійних запасів матеріалів та апаратури; підвищення надійності окремих елементів мереж; мережеве та місцеве резервування; автоматизація електричних мереж із застосуванням сучасних систем релейного захисту, автоматичного управління та контролю ненормальних і аварійних режимів; застосування пристроїв телемеханіки.

Для зменшення втрат електроенергії та підвищення економічності електропостачання проводяться наступні заходи: підтримування оптимальних рівнів напруги на шинах 10 кВ трансформаторних підстанцій ПО -35/10 кВ і на шинах 0,38 кВ ТП 10/0,38 кВ; відключення одного із трансформаторів в режимах малих навантажень на двотрансформаторних підстанціях; вирівнювання навантажень фаз; Встановлення в мережах компенсаторів реактивної потужності; застосування на ТП пристроїв РПН та ПСН; заміна недовантажених та перенавантажених трансформаторів; переведення електричних мереж на більш високу номінальну напругу.

Потрібно відмітити, що для досягнення максимальної надійності та ефективності електропостачання всі перелічені заходи повинні враховувати, як економічну користь від їх використання, так і додаткові витрати на їх впровадження.

1. Вихідні дані до курсового проекту

Размещено на http://www.allbest.ru/

6

Размещено на http://www.allbest.ru/

Розрахункова схема до курсового проекту

Таблиця 1.1-Вихідні дані електричної мережі 10 кВ

Літери прізвища

Д

Я

К

О

В

О

Г

Ділянка (№)

0-1

1-2

2-3

3-4

4-5

2-6

6-7

Довжина L, км

0,6

0,4

0,5

0,9

0,6

0,9

0,3

ТП-10/0,4 кВ(№)

1

2

3

4

5

6

7

РМ, кВт

120

50

80

40

40

40

30

Вид

споживачів

В

К

К

В

З

В

К

Таблиця 1.2-Вихідні дані електричної мережі 10 кВ

UВН, кВ

SКЗ, мВА

LВН, км

Провід

РД2, кВт

РВ2, кВт

РД3, кВт

РВ3, кВт

35

122

16

АС70

680

630

870

350

2. Розрахунок електричної мережі 10 кВ

2.1 Електричний розрахунок лінії 10 кВ

Розрахунок лінії 10 кВ включає: знаходження розрахункових навантажень існуючих споживчих трансформаторних підстанцій 10/0.4 кВ; підрахунок електричних навантажень на ділянках лінії; вибір перерізів проводів.

Розрахункові навантаження існуючих підстанцій 10/0.4 кВ на розрахунковий рік знаходять по формулі

Рр = КнРmax 2.1

де Рmax - максимальне існуюче навантаження ТП, кВт (табл. 1.1)

Кн - коефіцієнт зростання навантаження, який змінюється в залежності від

виду споживачів та розрахункового року. Для 10-го розрахункового

року приймаємо такі коефіцієнти зростання навантаження:

для виробничих споживачів -2.1;

для змішаних споживачів - 2.0;

для комунально-побутових споживачів - 1.8.

Денні та вечірні навантаження існуючих ТП визначаємо за формулами

Рд = КдРр; Рв = КвРр 2.2

де Кд, Кв - коефіцієнти участі розрахункового навантаження у денному та

вечірньому максимумах відповідно, які дорівнюють:

для змішаних споживачів - Кд = Кв = 1;

для виробничих - Кд = 1; Кв = 0.6;

для комунально-побутових - Кд = (0.3 0.4); Кв = 1.

Розрахунки проводимо в табличній формі (табл. 2.1).

Таблиця 2.1 - Розрахункові навантаження споживчих ТП-10/0.4 кВ

№ п/п

РМ, кВт

Вид споживачів

КН

КД

КВ

РРНРМ кВт

РДДРР

кВт

РВВРР кВт

1

120

В

2,1

1

0,6

252

252

151,2

2

50

К

1,8

0,3

1

90

27

90

3

80

К

1,8

0,3

1

144

43,2

144

4

40

В

2,1

1

0,6

84

84

50,4

5

40

З

2

1

1

80

80

80

6

40

В

2,1

1

0,6

84

84

50,4

7

30

К

1,8

0,3

1

54

16,2

54

Підрахунок електричних навантажень на ділянках лінії 10 кВ починаємо з кінця лінії, підсумовуючи навантаження по денному та вечірньому максимумах (окремо по добавках) за формулою

Р = Рб + Р(Рм) 2.3

де Рб - більша потужність;

Р(Рм) - добавка від меншої потужності.

На кожній ділянці лінії знаходимовиробниче навантаження Рвир, яке включає в себе в денний час навантаження ТП з виробничим та змішаним видами споживачів, у вечірній час - тільки навантаження ТП з виробничим видом споживачів, тазагальне навантаження Рзаг, яке включає навантаження всіх ТП. Розрахунки навантажень лінії 10 кВ ведемо в табличній формі

Таблиця 2.2-Розрахунок навантажень лінії 10 кВ

Ділянка

Навантаження

Вид

Денне, кВт

Вечірнє, кВт

Рдб

Рдм

ДР(Рдм)

Рд

Рвб

Рвм

ДР(Рвм)

Рв

6-7

Рвир

0

-

-

0

0

-

-

0

Рзаг

16.2

-

-

16.2

54

-

-

54

2-6

Рвир

84

-

-

84

50,4

-

-

50,4

Рзаг

84

16,2

10,5

94,5

54

50,4

36,8

90,8

4-5

Рвир

80

-

-

80

0

-

-

0

Рзаг

80

-

-

80

80

-

-

80

3-4

Рвир

84

80

59,5

139,5

50,4

-

-

50,4

Рзаг

84

80

59,5

139,5

80

50,4

36,8

116,8

2-3

Рвир

139,5

-

-

139,5

50,4

-

-

50,4

Рзаг

139,5

43,2

31

170,5

144

116,8

87,4

231,4

1-2

Рвир

139,5

84

62,5

202

100,8

-

-

100,8

Рзаг

265

27

18

283

322,24

90

67

389,24

0-1

Рвир

252

202

156,5

408,5

151,2

100,8

74,5

225,7

Рзаг

283

252

196,8

479,8

389,24

151,2

116

505,24

Розрахунки для вибору марок проводів ліній електропередачі 10 кВ починають з головної ділянки і одержані дані заносять у табл..6.

Розрахункове денне SД та вечірнє SВ навантаження кожної ділянки знаходять, виходячи з загального денного РД і вечірнього РВ навантажень (табл. 2.2) та коефіцієнта потужності cos, який визначається згідно графіку за величиною відношення Рвир / Рзаг.

Марки проводів ліній 10 кВ вибирають з використанням економічних інтервалів потужностей залежно від еквівалентної потужності SЕ на ділянці лінії.

Еквівалентна потужність ділянки лінії 10 кВ SЕ дорівнює:

SЕ = Кз SМ, 2.4

де SМ - максимальна потужність ділянки лінії (найбільша з розрахункових навантажень денного SД або вечірнього SВ максимумів), кВА; Кз - коефіцієнт, який враховує добову динаміку зміни навантаження (для мереж сільських регіонів рекомендується Кз=0,7).

Розрахунки по вибору перерізу проводів проводимо також у табличній формі (табл. 2.3), починаючи з головної ділянки.

Таблиця 2.3-Розрахунки по вибору проводів лінії 10 кВ

Ділянка

Денне навантаження

Вечірнє навантаження

Sм

кВа

Sе

кВа

Провід

Втрати напруги, %

РВИР

РЗАГ

cosц

SД,

кВа

РВИР

РЗАГ

Cosц

SВ,

кВа

?U

6-7

0/16,2

0.9

18

0/54

0.93

58

58

40,6

АС 35

2-6

84/94,5

0,73

129,5

50,4/90,8

0,85

106,8

129,5

90,65

АС 35

4-5

80/80

0,7

114,3

0/80

0,93

86

114,3

80

АС 35

3-4

139,5/139,5

0.7

199,3

50,4/116,8

0.87

134,2

199,3

139,5

АС 35

2-3

139,5/170,5

0.75

227,3

50,4/231,4

0.91

254,3

254,3

178

АС 35

1-2

202/283

0.78

362,8

100,8/389,24

0.9

432,5

432,5

302,8

АС 35

0-1

408,5/479,8

0.74

648,4

225,7/505,24

0.87

580,7

648,4

454

АС 35

Виходячи з максимальної повної потужності SМ та відповідної складової активної потужності Рзаг втрати напруги на ділянках електричної мережі 10 кВ визначаються

, кВ де: 2.5

R і X - активний та реактивний опори ділянок мережі (Ом), які

розраховуються згідно r0 і x0 перерізу відповідних марок проводів

та довжини ділянок L;

Uн - номінальна напруга мережі, кВ;

РЗАГ і Q - активне та реактивне навантаження ділянки мережі, де

2.6

Таблиця 2.4-Параметри та результати розрахунку втрат напруги на ділянках

r0, Ом/км

x0, Ом/км

l, км

Uн, В

P, кВт

Sм, кВА

Q, кВАр

R, Ом

X, Ом

?U, %

0,91

0,438

0,6

10000

54

58

21,166

0,546

0,2628

0,35

0,91

0,438

0,4

10000

94,5

129,5

88,544

0,364

0,1752

0,499

0,91

0,438

0,5

10000

80

114,3

81,636

0,455

0,219

0,543

0,91

0,438

0,9

10000

139,5

199,3

142.338

0,819

0,3942

1,704

0,91

0,438

0,6

10000

231,4

254,3

105.463

0,546

0,2628

1,541

0,91

0,438

0,9

10000

389,24

432,5

188.543

0,819

0,3942

3,931

0,91

0,438

0,3

10000

505,24

648,4

406.393

0,273

0,1314

1,913

2.2 Розрахунок повного навантаження на шинах 10 кВ РТП

Сумуванням окремо денних та вечірніх максимумів навантажень трьох ліній 10 кВ (Л1, Л2 і Л3) знаходять денне та вечірнє навантаження на шинах 10 кВ РТП. У подальшому в розрахунках використовується більший максимум навантаження. Повне навантаження на шинах РТП:

= 2877 кВА 2.7

де - більший із максимумів повного навантаження (вечірній або денний) на шинах 10 кВ РТП, кВт; 1,12 - коефіцієнт, що враховує втрати електричної енергії в електричній мережі 10 кВ; - повна розрахункова потужність, кВА; - коефіцієнт потужності споживачів із змішаним навантаженням

2.3 Вибір потужності трансформатора та запобіжників найвіддаленішої КТП-10/0.4 кВ

Найвіддаленішою є споживча КТП-10/0.4 кВ, приєднана до мережі 10 кВ в точці 7. Вибір номінальної потужності трансформатора здійснюємо за розрахунковою потужністю SР, за яку приймаємо найбільшу із розрахункових денних або вечірніх потужностей. У свою чергу повна денна та вечірня напруги визначаються за розрахунковими загальними активними навантаженнями (табл. 2.1) на шинах ТП з врахуванням відповідних коефіцієнтів потужностей

=80/0,8 = 100 кВА, 2.8

Отже, вибираємо силовий трансформатор 10/0.4 кВ номінальною потужністю ближчою більшою за розрахункове значення. Приймаємо трансформатор ТМ-100/10 номінальною потужністю Sн=100 кВА. Тип і паспортні дані вибраного трансформатора згідно розрахункового навантаження наведено в таблиці 2.4.

Таблиця 2.5-Паспортні дані трансформатора ТП 10/0,4 кВ

Тип

Номінальна потужність, кВА

Напруги обмоток, кВ

Схема і група з'єднань обмоток

Втрати, Вт

Напруга к.з. Uк, %

Струм Х.Х., Іхх, А

ВН

НН

Х.X.

К.З.

ТМ

100

10

0,4

Y/Y-0

0,33

1,97

4,5

2,6

Трансформатор, у стандартному виконанні КТП, захищається запобіжниками типу ПК-10 з номінальним струмом плавкої вставки Івст = 16 А та швидкістю спрацювання 50с

3. Обґрунтування параметрів та первинної електричної схеми РТП

3.1 Вибір кількості та номінальної потужності силових трансформаторів РТП

Номінальну потужність силового трансформатора визначаємо по загальній потужності на шинах 10 кВ РТП Sрозр = 2877 кВА.

Приймаємо один силовий трансформатор типу ТМН-4000 РПН±6х1,5% номінальною потужністю Sн = 4000 кВА.

3.2 Обґрунтування первинної електричної схеми РТП

Електропостачання РТП здійснюється від однієї лінії 35кВ; з огляду на те, що схема живлення одностороння, то вибираємо один трансформатор, а також з урахувань питань надійності приймаємо відкритий розподільний пристрій 35 кв та вибираємо електричну апаратуру для даної РТП-35/10.

4. Розрахунок струмів короткого замикання

Вихідні дані:

Sб=100 - базисна потужність, мВА; U =35 - напруга повітряної лінії живлення, кВ; SКЗ - потужність короткого замикання (для точки К0), мВА; L35 - довжина лінії живлення, км; ХО - питомий індуктивний опір проводу лінії живлення, Ом/км; RО - питомий активний опір проводу лінії живлення, Ом/км; UКЗ - напруга короткого замикання силового трансформатора районної трансформаторної підстанції, %; N - кількість силових трансформаторів на РТП, шт.; SНРТП - номінальна потужність силового трансформатора РТП, кВА; ХО10 - питомий індуктивний опір проводу лінії 10 кВ, Ом/км; RО10 - питомий активний опір проводу лінії 10 кВ, Ом/км.

Размещено на http://www.allbest.ru/

6

Размещено на http://www.allbest.ru/

4.1 Розрахунок опорів елементів схеми заміщення

1. Алгоритм розрахунку.

Розрахунок опорів елементів схеми заміщення:

опір системи -

= 100/122 = 0,82 Ом; 4.1

індуктивний опір лінії живлення -

= 0,564Ом 4.2

активний опір лінії живлення -

= 0,559 Ом 4.3

індуктивний опір силових трансформаторів на РТП

= 1,2Ом 4.4

індуктивний опір лінії живлення -

= 1,8Ом 4.5

активний опір лінії живлення -

= 3,8Ом, 4.6

Розрахункові вирази відповідно до точок К1, К2 та К3 представлено:

Точка К1

=0,82+0,564 = 1,384 Ом

= 1,48 Ом

Точка К2

= 1,384+1,2 = 2,584 Ом

= 2,792 Ом

Точка К3

= 2,584+1,8 = 4,384 Ом

= 0,559+3,8 = 4,359 Ом

= 6,182 Ом

Базисний струм розраховуємо за формулою:

= 1650 А =5774 А 4.7

Усталене значення трифазного струму короткого замикання:

= 1115 А 4.8 4.8

= 2068 А

= 934 А

Ударне значення струму короткого замикання

= 2365 А 4.9 4.9

= 4387 А

= 1981 А

де Ку - ударний коефіцієнт, який залежить від затухання аперіодичної

складової струму короткого замикання і приймається:

Ку = 1.5 при короткому замиканні на шинах 10 і 35 кВ підстанцій з

вищим ступенем напруги 35 кВ;

Двофазний струм короткого замикання

= 965,6 А 4.10

= 1791 А

= 808,8 А

Діюче значення ударного струму короткого замикання

= 1366 А 4.11

= 2533 А

= 1144 А

Результати розрахунків заносимо в таблицю

Таблиця 4.1-Розрахунок струмів короткого замикання

Точка схеми

Опір до розрахункової точки ZК, в.о.

Базисний струм к.з. Іб, кА

Трифазний струм к.з. ІК(3), к А

Ударний струм к.з. іУ, кА

Двофазний струм к.з. ІК(2), кА

Діюче значення ударного струму к.з.ІУ, кА

К1

1,48

1,65

1,115

2,365

0,9656

1,366

К2

2,792

5,774

2,068

4,387

1,791

2,533

К3

6,182

5,774

0,934

1,981

0,8088

1,144

5. Вибір електричної апаратури

5.1 Вибір електричної апаратури розподільчого пристрою 10 кВ

Розрахунок та вибір електричних шин

Переріз шин вибираємо по допустимому робочому струму так, щоб він був більший або рівний максимальному робочому струму. Для вибору шин розрахуємо максимальний робочий струм

= 323,3 А 5.1

Відповідно до ПВЕ для даного струму при умові тривалого режиму роботи підходять шини розміром F = (304) = 120мм2, для яких тривало-допустимий струм Ідоп = 365 А. Цей тривало-допустимий струм розраховано для максимальної робочої температури о=25С. Нехай максимальна середньорічна температура за останні 25 років складає max=30С. Перерахуємо тривало-допустимий струм шин на максимальну температуру по формулі

=365= 344,1 А 5.2

де доп=70С - тривало-допустиме значення температури для алюмінієвих шин.

Як видно, умова по допустимому струму (по допустимій температурі нагріву) виконується:

,

Перевіримо вибрані шини на термічну стійкість аналітичним способом.

Тепловий імпульс, що характеризує кількість тепла, яке виділяється за час дії струму короткого замикання

= 2,0682*0,2 = 0,855 кА2*с 5.3

- струм трифазного короткого замикання в точці встановлення шин, кА; tПР - зведений час дії струму короткого замикання tПР = tпр.п + tпр.а; tпр.п = f(tВКЗ) - зведений час знаходять за кривими (0,15 с) при в'' =1; tпр.а - зведений час аперіодичної складової струму короткого замикання (для сільських електричних мереж - tпр.а =0,05 с).

Мінімальний допустимий переріз, при якому шини не нагріються вище значення допустимої нетривалої температури під час проходження струму к.з., яка для алюмінію становить 200 С, визначаємо за наступною формулою:

= 11 5.4

11 мм2 ? Fдоп = 120мм2

Фактичний переріз більший за мінімально-допустимий, отже за умовою термічної стійкості шини вибрані правильно.

Перевіримо на динамічну стійкість вибрані шини за значенням максимального (ударного) струму к. з., який проходить по шинах при трифазному к. з. на шинах. Шини вібрані правильно, якщо фактичне розрахункове напруження при к. з. розр. менше або рівне допустимому, яке для алюмінієвих шин рівне доп = 70 МПа, тобто коли виконується умова

5.5

Для перевірки шин на динамічну стійкість розраховують електродинамічне зусилля (Н):

= 20,324 Н 5.6

де - ударний струм короткого замикання, кА,; l = 1,5 - відстань між опорними ізоляторами кріплення шини в одній фазі, м; а = 0,25 - відстань між центрами шин сусідніх фаз, м; КФ - коефіцієнт форми, залежить від перерізу шин і розташування шин (при розташуванні шин у горизонтальній площині і прямокутному перерізі - КФ=1).

Момент опору шин прямокутної форми прирозташуванні їх на ребро:

= 8*10-8 5.7

де b, м - товщина шини; h, м - висота шини.

Визначаємо розрахункове механічне напруження в шинах при протіканні струму короткого замикання:

5.8

Як видно з розрахунків, умова 5.5 виконується:

70 МПа ? 38,1 МПа

Отже, за умовою динамічної стійкості вибираємо шини перерізом (304) мм2

Вибір вимикачів

Вимикачі вибираємо за номінальними струмом та напругою, роду встановлення і перевіряємо на електродинамічну, термічну стійкість та відключаючу здатність при струмах к.з. Для комірки РП-10 вводу трансформатора 10 кВ вибираємо вимикач вакуумний ВВ/TEL. Перевірку проводимо в табличній формі - таблиця 5.1.2.

Таблиця 5.1.2-Вибір та перевірка вимикача вводу 10 кВ

Параметр

Умова вибору

Розрахункові дані (робочі)

Паспортні дані

Номінальна напруга

Uнв Uн

Uн=10 кВ

Uнв=10 кВ

Номінальний струм

Iнв Ір max

Ір max = 323,3 А

Iнв= 630 А

Допустимий струм вимик.

Iд. вим Iкз(3)

Iкз(3) =2,068 кА

Iд.вим=12,5 кА

Струм динамічної стійкості

imax iу

iу = 4,387 кА

imax= 52 кА

Струм термічної стійкості

It2 tн (Iк(3))2 tпр

(Iк(3))2tпр=

= 0,855 кА2с

It2 tк=

=468,75 кА2с

Вибір обмежувачів перенапруги (розрядників)

1. Найбільша допустима напруга ОПН повинна перевищувати найбільшу робочу напругу мережі

> . 5.9

Для забезпечення найкращих показників захищеності в мережах різного виконання ПГ «Таврида Електрик» випускає обмежувачі перенапруг з набором на кожен клас напруги (табл. 5.1.3).

Таблиця 5.1.3-Найбільша допустима напруга ОПН

Клас напруги мережі

Найбільша допустима напруга ОПН

10

10,5; 11,5; 12,0; 12,7.

35

40,5; 42.

Рівень тимчасових перенапруг повинен бути меншим максимального значення напруги промислової частоти, що витримує ОПН за час t:

>, 5.10

де - рівень квазістаціонарних перенапруг (ферорезонансні перенапруги, резонансний зсув нейтралі); Т - кратність перенапруги.

Для систем електропостачання сільського господарства приймаються наступні вихідні дані для визначення : згідно імовірності появи внутрішніх перенапруг 10% (0,1 рис. 5) або згідно відношенню рівному 0,5 кратність перенапруги Т = 2,6. Тому величина внутрішніх перенапруг для мережі 10 кВ може складати

Uпер=T·Uф=2,6·5,78=15кВ 5.11

Допустима кратність перевищення напруги Т буде

1. Т=15,0/10,5=1,4;

2. Т=15,028/11,5=1,3;

3. Т=15,0/12=1,25;

4. Т=15,0/12,7=1,18.

Найбільша тривалість внутрішніх перенапруг у системах електропостачання с.г. складає t = 1…2 с. Для умови > підходять всі розрядники, окрім ОПН - КР.

Згідно призначенню вибираємо для захисту повітряних ліній та силового трансформатора (електрообладнання з нормальною ізоляцією) обмежувачі типу ОПН-РС, а для захисту трансформатора напруги (з полегшеною ізоляцією) - ОПН-КС для яких найбільша допустима напруга становить

Uнд = 10.5 кВ.

3. Наявність відстані між ОПН та обладнанням спричиняє підвищення напруги на обладнанні у порівнянні із залишковою напругою на ОПН. У зв'язку з цим рівень обмеження повинен бути на 20 - 25% нижче випробувальної напруги повного або зрізаного грозового імпульсу. Отже обмежувач повинен забезпечувати необхідний захисний координаційний інтервал по грозовим впливам Агр:

5.12

де Uвипр - значення випробувального грозового імпульсу при випробуванні

ізоляції обладнання, для класу напруги 10 кВ приймається 80 кВ;

Uзал - залишкова напруга на ОПН при номінальному розрядному струмі,

для ОПН-КС - 35,8 кВ (Uнд = 11.5 кВ);

для ОПН-РС - 42.8 кВ (Uнд = 12.7 кВ).

(0.2…0.3) - координаційний інтервал.

АГР (для ОПН - РС) = (80-42,8)/42,8=0,87>(0,2…0,25) - умова виконується.

АГР (для ОПН-КС)=(80-35,8)/35,8 =1,23>(0,2…0,25) - умова виконується.

4. Обмежувач повинен забезпечити захисний координаційний інтервал за внутрішніми перенапругами АВП:

>(0,15-0,25), 5.13

де - допустимий рівень внутрішніх перенапруг; - напруга, що залишається на ОПН при комутаційному імпульсі.

Для ОПН-КС Авп = (39.7-35,8) / 35,8 = 0.2 >(0.15…0.25) - умова виконується;

ОПН-РС Авп= (57.9-42.8) / 42.8=0.35 (0.15…0.25) - умова виконується.

5. Умова вибухонебезпечності ОПН:

<. 5.14

де Ік(3), кА - струм к. з. на шинах 10 кВ;

Ін - номінальний вибухобезпечний струм ОПН для ОПН-РС - Іном= 5 кА, ОПН-КС - Іном =10 кА.

Для ОПН-РС Ік(3) = 2,068 кА < Іном = 5кА,

ОПН-КС Ік(3) = 2,068 кА < Іном = 10кА.

Вибір трансформаторів струму

Клас точності трансформаторів струму, до яких приєднують лічильники комерційного обліку електроенергії не повинен перевищувати 0.5. Для приєднання релейних пристроїв достатніми є класи точності 3 і 5 (в деяких випадках - 10).

Щоб забезпечити задану точність вимірювання, навантаження вторинної обмотки трансформатора S2, не повинно перевищувати номінальне значення вторинної потужності трансформатора Sн2.

Для встановлення в комірці вводу трансформатора 10 кВ розглянемо трансформатор типу ТПОЛ-10.

Навантаження трансформаторів струму знаходимо по формулі

5.15

де Sпр - сумарна потужність послідовно ввімкнених у вторинне коло

трансформатора приладів (лічильників, амперметрів), ВА;

Ін2 = 5 А - номінальний вторинний струм;

Rпров. - опір з'єднувальних проводів, Ом;

Rконт. = 0.1 Ом - опір контактів.

Допустимий опір проводів обчислюємо, умовно вважаючи S2= Sн2

= 0,22 Ом 5.16

Отже, необхідний мінімальний переріз з'єднувальних проводів

= 0,43 мм2 5.17

де = 0.03125 (Оммм2)/м - питомий опір алюмінієвих проводів;

L = 3 м - довжина з'єднувальних проводів.

Приймаємо переріз проводів F = 2.5 мм2 і перераховуємо їх опір

=0,0375 Ом 5.18

По формулі (5.15) обчислюємо навантаження вторинної обмотки трансформатора струму

=5.44

Перевірка трансформатора струму, вибраного для встановлення в комірці вводу трансформатора 10 кВ приведена в таблиці 5.1.6.

Таблиця 5.1.4 - Перевірка трансформатора струму вводу 10 кВ

Параметр

Умова вибору

Паспортні дані

Розрахункові (робочі) дані

Номінальна напруга

Uн Uр

Uн = 10 кВ

Uр = 10 кВ

Номінальний первинний струм

Iн1 Ір max

Iн1 = 300 А

Ір max = 151,1А

Номінальний вторинний струм

Iн2 = 5 А

Iн2 = 5 А

-

Клас точності

Відповідно приладам

0.5

-

Номінальна вторинна потужність

Sн2 S2

Sн2 = 30 ВА

S2 = 5.44 ВА

Кратність струму термічної стійкості

tІн1)2(Iк(3))2 tк

tІн1)2 =

= 36,7 кА2с

(Iк(3))2 tк =

= 0,855 кА2с

Кратність струму динамічної стійкості

64,5 кА

4,387 кА

Аналогічно вибираємо трансформатор струму для комірок РП-10 кВ кожної лінії. Для цього розрахуємо максимальний робочий струм:

Лінія 1

Лінія 2

Лінія 3

де - розрахункава потужність кожної лінії.

Рмах - максимальна активна потужність лінії 10 кВ (найбільша з розрахункових навантажень денного РД чи вечірнього РВ максимумів).

Приймаємо трансформатор ТПОЛ-10

Таблиця 5.1.5 - Превірка трансформатора струму лінії Л1

Параметр

Умова вибору

Паспортні дані

Розрахункові (робочі) дані

Номінальна напруга

Uн Uр

Uн = 10 кВ

Uр = 10 кВ

Номінальний первинний струм

Iн1 Ір max

Iн1 = 40А

Ір max = 35,8 А

Номінальний вторинний струм

Iн2 = 5 А

Iн2 = 5 А

Клас точності

Відповідно приладам

0.5/Р

Номінальна вторинна потужність

Sн2 S2

Sн2 = 10 ВА

S2 = 5.44 ВА

Кратність струму термічної стійкості

tІн1)2(Iк(3))2 tк

tІн1)2 =

=3,2 кА2с

(Iк(3))2 tк =

= 0,855 кА2с

Кратність струму динамічної стійкості

= 6,4 кА

iу = 4,387 кА

Таблиця 5.1.6 - Розрахункові струми та потужності головних ділянок ліній та вводу напругою 10 кВ

Ввід 10 кВ

Лінія1

Лінія2

Лінія 3

Рмакс, кВт

2055

505,24

680

870

Sр, кВА

2569

608,7

850

1087,5

Ір.макс, А

151,1

35,8

50

64

Паспортні дані вибраних трансформаторів струму заносимо в таблицю

Таблиця 5.1.7 Паспортні дані вибраних трансформаторів струму

Параметри

Ввід 10 кВ

Лінія 1

Лінія 2

Лінія3

Номінальна напруга, кВ

10 кВ

10 кВ

10 кВ

10 кВ

Номінальний первинний струм, А

300

40

100

100

Клас точності

0,5/Р

0,5/Р

0,5/Р

0,5/Р

Кратність струму: термічної стійкості динамічної стійкості

36,7

64,5

3,2

6,4

4

16,12

4

16,12

Марка трансформатора струму

ТПОЛ-10

ТПОЛ-10

ТПОЛ-10

ТПОЛ-10

Вибір трансформаторів напруги

Трансформатори напруги використовують для зниження напруги на приладах і реле до 100 В. Вибираються трансформатори напруги за номінальною напругою первинного кола, типом і схемою з'єднання обмоток і класом їх точності.

Трансформатори напруги вибирають за наступними умовами:

– номінальною напругою ;

– номінальною вторинною потужністю ;

– класом точності (клас точності при розрахунковому навантаженні повинен відповідати найвищому класу точності приєднувальних приладів).

Вторинне навантаження S2 (ВА) знаходять за формулою:

,

Умовно вважаємо, що повна потужність всіх приладів, приєднаних до вторинних кіл трансформатора складає S2 = 64 ВА. Тому вибираємо трансформатор НОЛП-10 з номінальною потужністю обмотки Sн2=75 ВА та класом точності 0.5. Для вибору і перевірки трансформатора напруги приведена таблиця 5.1.5.

Захист трансформатора від стумів к.з. здійснюється плавкими запобіжниками типу ПКТН, які мають струмообмежувальний ефект. Тому трансформатор напруги не перевіряється за умов термічної та динамічної стійкості.

Таблиця 5.1.8 - Перевірка і вибір трансформатора напруги

Параметр

Умова вибору

Паспортні дані

Розрахункові (робочі) дані

Номінальна первинна напруга

Uн1 Uр

Uн1 = 10 кВ

Uр = 10 кВ

Номінальна потужність

Sн2 S2

Sн2 = 75 ВА

S2 = 64 ВА

Клас точності

0.5

Вибір трансформаторів власних потреб

На районній трансформаторній підстанції трансформатори власних потреб використовуються для живлення: засобів освітлення; приладів обігрівання (приміщення чергових, розподільні пристрої закритого типу, прилади); приводів вимикачів; блоків живлення кіл релейного захисту і автоматики; систем обдування радіаторів силових трансформаторів; компресорів (при наявності повітряних вимикачів) та ін.

Кількість трансформаторів власних потреб, що встановлюють на РТП сільського призначення, відповідає кількості силових трансформаторів (або кількості секцій шин РП-10 кВ). Розрахункове навантаження ТВП знаходять за виразом:

Розрахункова споживана потужність для ТВП становить

= 0,01*4000 = 40 5.19

де Sн - потужність силового трансформатора.

Загальна потужність споживачів власних потреб першої черги забезпечення електроживленням (за умов надійності) складає.

5.20

Вибираємо трансформатор ТМ-40/10 номінальною потужністю

Sн= 40 кВА напругою 10/0.4 кВ.

5.2 Вибір електричної апаратури розподільчого пристрою 35 кВ

Вибір вимикачів

Вимикачі 110 кВ вибираються аналогічно вимикачам 10 кВ, як це робилось в п. 5.1.2.

Знайдемо максимальний робочий струм вимикача по формулі (5.1)

= 94,1

Вибираємо вимикач типу SB6m виробництво Siemens. Для вибору та перевірки приведена таблиця 5.2.1.

Таблиця 5.2.9-Вибір та перевірка вимикача 110 кВ

Параметр

Умова вибору

Розрахункові дані (робочі)

Паспортні дані

Номінальна напруга

Uн Uр

Uр=35 кВ

Uн= 35 кВ

Номінальний струм

Iн Ір max

Ір max =94,1 А

Iн= 630А

Допустимий струм вимик.

Iд. вим І(3)к3

І(3)к3 = 1,115 кА

Iд.вим= 12,5кА

Струм динамічної cтійкості

imax iу

iу = 2,068 кА

imax= 35 кА

Струм термічної стійкості

It2 tн (Iк(3))2 tк

(Iк(3))2 tк=

=3,345 кА2с

It2 tн= =12,5

Вибір роз'єднувачів

Вибір роз'єднувачів виконується аналогічно вибору вимикача, тільки не враховується допустимий струм вимикання. Вибираємо роз'єднувач

РНДЗ-2-110/630.

Таблиця 5.2.10 Вибір роз'єднувача 110 кВ

Параметр

Умова вибору

Розрахункові дані (робочі)

Паспортні дані

Номінальна напруга

Uн Uр

Uр = 35 кВ

Uн= 35 В

Номінальний струм

Iн Ір max

Ір max = 94,1А

Iн = 630 А

Струм динамічної. Стійкості

imax iу

iу= 2,068кА

imax= 64 кА

Струм термічної стійкості

It2 tн (Iк(3))2 tк

(Iк(3))2 tк=6,2 кА2с

It2 tн= 20 кА2с

Розрахунок та вибір електричних шин

Відповідно до ПУЕ для даного робочого струму (п. 5.2.1) Ір max = 94,1 А. Приймаємо провід АС-70, для якого тривало-допустимий струм Ідоп = 365А. Цей тривало-допустимий струм розраховано для максимальної робочої температури о=25С. Максимальна середньорічна температура за останні 25 років складає max=30С. Перерахуємо тривало-допустимий струм на максимальну температуру по формулі (5.2)

де доп=70С - тривалодопустиме значення температури для алюмінієвих шин.

Як видно, умова по допустимому струму виконується

Ідоп= 324,4 > Ір.мах = 94,1.

Перевіримо вибрані шини на термічну стійкість аналітичним способом.

Тепловий імпульс, що характеризує кількість тепла, яка виділяється за час дії струму короткого замикання по формулі (5.3)

де Ік(3), кА - усталене значення струму короткого замикання на шинах.

Мінімальний допустимий переріз, при якому шини не нагріються вище значення допустимої нетривалої температури під час проходження струму к.з., яка для алюмінію становить 200 С, визначаємо за наступною формулою

,

5,3 мм2 ? Fдоп = 70мм2.

Фактичний переріз більший за мінімально-допустимий, отже за умовою термічної стійкості шини вибрані правильно.

Вибір обмежувачів перенапруги (розрядників)

Обмежувачі перенапруги на клас напруги 35 кВ вибирають аналогічно 10 кВ, як приведено в п. 5.1.3.

Найбільша допустима напруга на обмежувачі повинна бути більше або рівною максимальній робочій напрузі мережі

За максимальну робочу напругу приймаємо напругу 35 кВ.

Рівень тимчасових перенапруг повинен бути меншим максимального значення напруги промислової частоти, що витримує ОПН за час t:

>,

де - рівень квазістаціонарних перенапруг (ферорезонансні перенапруги, резонансний зсув нейтралі); Т - кратність перенапруги.

Для систем електропостачання сільського господарства приймаються наступні вихідні дані для визначення : згідно імовірності появи внутрішніх перенапруг 10% або згідно відношенню рівному 0,5.

Кратність перенапруги Т = 2,6. Тому величина внутрішніх перенапруг для мережі 35 кВ може складати

Uпер=T·Uф=2,6·20,2=52,5кВ

Допустима кратність перевищення напруги Т буде:

1. Т=52,5/40,5=1,29;

2. Т=52,5/42,0=1,25;

Найбільша тривалість внутрішніх перенапруг у системах електропостачання с.г. складає t=1…2 с. Максимальна напруга, що витримує ОПН протягом часу t повинна бути більшою рівня тимчасової перенапруги

де Uпер - рівень квазістаціонарних перенапруг,

Т - допустима кратність перевищення напруги

Отже, для захисту обладнання на стороні 35 кВ вибираємо обмежувачі типу ОПН-У з найбільшою допустимою напругою Uнд = 42 кВ. Максимальна напруга, що витримує ОПН протягом часу t повинна бути більшою рівня тимчасової перенапруги (5.11)

де Uпер - рівень квазістаціонарних перенапруг,

Т - допустима кратність перевищення напруги

Для визначення рівня квазістаціонарних перенапруг користуються графіками імовірності дугових перенапруг та залежності дугових перенапруг від співвідношення активної складової струму замикання до ємнісної, які приведені у методиці вибору ОПН, розробленій Таврида Електрик. Для систем електропостачання сільського господарства приймаються наступні вихідні дані для визначення Uпер: імовірність появи внутрішніх перенапруг - 10%; відношення активної складової струму замикання до ємнісної складає 0.5.

Найбільша тривалість внутрішніх перенапруг у системах електропостачання с.г. складає t = (1…2) c. Підприємство Таврида Електрик випускає на напругу 35 кВ обмежувачі типу ОПН-У, які, згідно графіка залежності допустимої кратності перевищення напруги від допустимого часу прикладення напруги, який приведено у вище зазначеній методиці, задовольняють умову 5.11 при будь-якій Uнд.

Отже, для захисту обладнання на стороні 35 кВ вибираємо обмежувачі типу ОПН-У з найбільшою допустимою напругою Uнд = 42 кВ.

Як відзначалося ОПН призначені для обмеження грозових перенапруг. В реальних умовах ОПН неможливо розташувати безпосередньо поблизу обладнання, яке підлягає захисту. Наявність відстані між ОПН та обладнанням спричиняє підвищення напруги на обладнанні у порівнянні із залишковою напругою на ОПН. У зв'язку з цим рівень обмеження повинен бути на 20 - 25% нижче випробувальної напруги повного або зрізаного грозового імпульсу. Отже обмежувач повинен забезпечувати необхідний захисний координаційний інтервал по грозовим впливам Агр (формула 5.13)

де Uвипр - значення випробувального грозового імпульсу при випробуванні

ізоляції обладнання, для класу напруги 35 кВ приймається 200 кВ;

Uзал - залишкова напруга на ОПН при номінальному розрядному струмі, для ОПН-У - 133 кВ (Uнд = 42 кВ).

(0.2…0.3) - координаційний інтервал.

Отже для ОПН-У Агр = (200-133)/133 = 0.5 (0.2…0.25) - умова виконується.

В зв'язку з тим, що ОПН призначен ще й для обмеження комутаційних перенапруг, необхідно скоординувати його захисні характеристики при впливах комутаційних перенапруг з допустимим рівнем впливу на ізоляцію. Отже, ОПН повинен забезпечувати захисний координаційний інтервал по внутрішнім перенапругам Авн

де Uвипр = Uдоп - для приведення у відповідність захисних характеристик ОПН

та випробувальної напруги обладнання в розрахунку координаційного

інтервалу рекомендується використовувати не значення

випробувальної напруги, а значення допустимої напруги для електро-

обладнання 35 кВ Uдоп = 140,6 кВ.

Для ОПН-У Авн = (140,6-133)/133 = 0.05 < (0.15…0.25) - умова виконується.

Струм короткого замикання мережі не повинен перевищувати струм вибухобезпеки ОПН:

де Ік(3).кА - струм к. з. на шинах 110 кВ;

Ін =10 кА - номінальний вибухобезпечний струм ОПН-У.

Для ОПН-У:

.

Отже, умова виконується.

Трансформатори напруги використовують для зниження напруги на приладах і реле до 100 В. Вибираються трансформатори напруги за номінальною напругою первинного кола, типом і схемою з'єднання обмоток і класом їх точності.

Трансформатори напруги вибирають за наступними умовами:

– номінальною напругою ;

– номінальною вторинною потужністю ;

– класом точності (клас точності при розрахунковому навантаженні повинен відповідати найвищому класу точності приєднувальних приладів).

Вторинне навантаження S2 (ВА) знаходять за формулою:

,

Умовно вважаємо, що повна потужність всіх приладів, приєднаних до вторинних кіл трансформатора складає S2 = 64 ВА. Тому вибираємо трансформатор ЗНОЛ-35 з номінальною потужністю обмотки Sн2=120 ВА та класом точності 1. Для вибору і перевірки трансформатора напруги приведена таблиця 5.2.10.

Захист трансформатора від стумів к.з. здійснюється плавкими запобіжниками типу ПКТН, які мають струмообмежувальний ефект. Тому трансформатор напруги не перевіряється за умов термічної та динамічної стійкості.

Таблиця 5.2.11 - Перевірка і вибір трансформатора напруги

Параметр

Умова вибору

Паспортні дані

Розрахункові (робочі) дані

Номінальна первинна напруга

Uн1 Uр

Uн1 = 35 кВ

Uр = 35 кВ

Номінальна потужність

Sн2 S2

Sн2 = 120 ВА

S2 = 64 ВА

Клас точності

1

6. Розрахунок релейного захисту повітряної лінії напругою 10 кВ

Для захисту повітряної лінії 10 кВ використовують максимальний струмовий захист (МСЗ).

В якості релейного захисту використаємо 2 реле типу РТ-40-10. Підключені до сердечника класу Р по схемі неповна зірка.

У мережах напругою 10 кВ максимальний струмовий захист виконується у двофазному варіанті (трансформатори струму встановлюються в двох фазах), тому можуть бути використані схеми з'єднання трансформаторів струму у неповну зірку або на різницю струмів двох фаз.

Розрахунок струму спрацювання МСЗ здійснюється за наступним виразом:

де Кн =1,2 - коефіцієнт надійності (враховує нестабільність характеристик або «розкидання» точок характеристик, див. електронний каталог засобів захисту); - коефіцієнт, що враховує самозапуск електричних двигунів (для сільських мереж - 1.2); =0.8 - коефіцієнт повернення (вибирається для обраного релейного захисту, див. електронний каталог); - робочий максимальний струм, А.

Робочий максимальний струм визначається на основі порівняння навантаження денного та вечірнього максимумів:

де - номінальна напруга мережі, 10 кВ.

Струм спрацювання реле визначається за формулою:

Для прискорення дії захисту ліній максимальний струмовий захист може доповнюватися струмовою відсічкою, яку використовують для негайного вимикання пошкодженої ділянки при короткому замиканні в певній зоні. Щоб забезпечити вибірність захисту (відстройку за струмом від захисту наступної ділянки), беруть відповідний коефіцієнт надійності kH.

Селективність струмової відсічки забезпечується відповідним вибором струму його спрацювання:

,

де kH-коефіцієнт надійності (вибирається із паспортних даних реле); -максимальний струм трифазного короткого замикання в місці встановлення більш віддаленого від джерела живлення комплекту захисту.

Для відстроювання струмової відсічки від кидка намагнічуючих струмів споживчих трансформаторів необхідно задовольнити умову:

,

де - сумарна встановлена потужність трансформаторів 10/0,4 кВ, приєднаних до лінії, що захищається.

Струм спрацювання реле струмової відсічки:

,

За значенням IС.РВ вибирають, згідно з паспортними даними реле струмової відсічки, струм уставки Iуст=150 А (кратність до струму спрацювання 22).

Уточнений первинний струм відсічки (струм спрацювання захисту):

Коефіцієнт чутливості відсічки з умовою доцільності її застосування:

,

де - мінімальний струм короткого замикання на початку лінії (в місці встановлення захисту).

Застосування струмової відсічки недоцільне.

Отже, струмова відсічка, як правило, не захищає всю довжину лінії і тому не може бути її основним захистом.

Висновок

Зробивши відповідні розрахунки по вибору електричного обладнання на РТП 35/10, отримали, що для даної підстанції з її існуючим навантаженням вибираємо силовий трансформатор ТМН-4000/35 РПН±6х1,5% номінальною потужністю Sн = 4000 кВА.

Найвіддаленішою є споживч КТП-10/0.4 кВ, приєднана до мережі 10 кВ в точці 5. Отже, вибираємо силовий трансформатор 10/0.4 кВ номінальною потужністю ближчою більшою за розрахункове значення. Приймаємо трансформатор ТМ-100/10 номінальною потужністю Sн=100 кВА.

В розподільному пристрої низької сторони (10кВ відповідно до ПУЕ) для даного струму при умові тривалого режиму роботи підходять шини розміром F = (304) = 120мм2. Вакуумний вимикач ВВ/TEL.

Для забезпечення найкращих показників захищеності вибираємо ОПН:

– для захисту повітряних ліній та силового трансформатора ОПН-РС;

– для захисту трансформатора напруги (з полегшеною ізоляцією) - ОПН-КС.

Щоб живити кола вимірювальних приладів, а також для контролю ізоляції в РП-10кВ встановимо вимірювальний трансформатор ТПЛ-10М:

в комірці вводу трансформатора 10 кВ ТПЛ-1 з номінальним первинним струмом 300 А;

для лінії L1 - ТПЛ-1 номінальним первинним струмом 40А;

для лінії L2 - ТПЛ-1 номінальним первинним струмом 100А;

для лінії L3 - ТПЛ-1 номінальним первинним струмом 100А.

В якості трансформатора власних потреб використаємо трансформатор ТМ-40/10.
В розподільному пристрої високої сторони (35кВ) в якості шин використаємо провід АС-70.

В якості вимикача виберемо елегазовий вимикач ВГБ-35.

Вибираємо роз'єднувач РНДЗ-2-35/630.

Для захисту обладнання на стороні 35 кВ вибираємо обмежувачі типу ОПН-У.

Для зниження напруги на приладах і реле до 100 В вибираємо трансформатор напруги ЗНОЛ-35.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Специфіка проектування електричної мережі цеху з виготовлення пiдiймальних пристроїв машинобудівного заводу. Розрахунок електричних навантажень. Вибір кількості і потужності силових трансформаторів КТП з урахуванням компенсації реактивної потужності.

    курсовая работа [778,9 K], добавлен 14.03.2014

  • Аналіз трансформаторної підстанції і її мереж на РТП 35/10 "Ломоватка", існуючих електричних навантажень. Електричні навантаження споживачів, приєднаних до існуючих мереж 10 кВ. Розрахунок необхідної потужності та вибір трансформаторів на підстанції.

    курсовая работа [348,1 K], добавлен 20.03.2012

  • Розрахунок силових навантажень. Вибір напруги зовнішнього електропостачання і напруги внутрішньозаводського розподілу електроенергії. Визначення доцільності компенсації реактивної потужності. Вибір кількості і потужності силових трансформаторів.

    курсовая работа [876,8 K], добавлен 19.12.2014

  • Розрахунок режиму роботи мережі для вихідної схеми. Характеристика підстанції "Добромиль-14". Вибір кількості та номінальної потужності трансформаторів підстанції. Розрахунок режимів роботи електричної мережі. Коротка характеристика комплексу "DAKAR".

    дипломная работа [1,8 M], добавлен 23.03.2010

  • Вибір силових трансформаторів на підстанціях електричної мережі. Техніко-економічне обґрунтування вибраних варіантів схем електричної мережі. Розрахунок втрати потужності в обмотках трансформатора. Розподіл напруг по ділянкам ліній електропередач.

    курсовая работа [1,2 M], добавлен 16.09.2013

  • Обґрунтування роду струму й напруги, схеми зовнішнього й внутрішнього електропостачання трансформаторної підстанції. Розрахунок електричних навантажень. Визначення числа й потужності цехових трансформаторів і підстанції. Вибір марки й перетину кабелів.

    курсовая работа [490,9 K], добавлен 23.11.2010

  • Визначення навантаження на вводах в приміщеннях і по об’єктах в цілому. Розрахунок допустимих витрат напруги. Вибір кількості та потужності силових трансформаторів. Розрахунок струмів однофазного короткого замикання. Вибір вимикача навантаження.

    дипломная работа [150,2 K], добавлен 07.06.2014

  • Роль підстанції в заводській системі електропостачання. Зв'язок підстанції з енергосистемою. Характеристика споживачів підстанції. Розрахунок електричних навантажень. Вибір числа і потужності силових трансформаторів. Компенсація реактивної потужності.

    дипломная работа [420,9 K], добавлен 13.11.2011

  • Визначення електричних навантажень на вводах споживачів електричної енергії. Електричний розрахунок мережі 10 кВ, струмів короткого замикання лінії 10кВ. Вибір електричної апаратури розподільного пристрою. Релейний захист комірки лінії 10 кВ підстанції.

    курсовая работа [692,1 K], добавлен 04.09.2014

  • Вибір оптимальної схеми електропостачання споживачів. Розрахунок максимальних навантажень і післяаварійного режиму роботи електричної мережі. Коефіцієнти трансформації трансформаторів, що забезпечують бажані рівні напруг на шинах знижувальних підстанцій.

    курсовая работа [995,2 K], добавлен 25.10.2013

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.