Главная База знаний "Allbest" Физика и энергетика Понизительная подстанция

Понизительная подстанция

Тип подстанции и ее нагрузка. Разработка понизительной подстанции. Выбор силовых трансформаторов, расчёт токов короткого замыкания. Составление схем замещения. Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции. Типы релейной защиты.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 27.08.2012
Размер файла 3,9 M

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.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

  • Введение
  • Исходные данные для проектирования
  • 1. Характеристика подстанции и её нагрузок
  • 1.1 Определение типа подстанции (ПС)
  • 1.2 Характеристика нагрузки подстанции
  • 2. Выбор силовых трансформаторов
  • 3. Расчёт токов короткого замыкания (КЗ)
  • 3.1 Составление схем замещения
  • 3.3 Расчёт токов КЗ
  • 4. Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции
  • 5. Выбор типов релейной защиты, автоматики и измерений
  • 6. Выбор аппаратов и токоведущих частей
  • 6.1 Выбор выключателей
  • 6.2 Выбор разъединителей
  • 6.3 Выбор аппаратов в цепи собственных нужд
  • 6.4 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
  • 6.5 Выбор ошиновки цепи силового трансформатора
  • 6.6 Выбор силовых кабелей 6 кВ
  • 7. Оперативный ток
  • 8. Выбор и обоснование конструкции распределительных устройств
  • 9. Охрана труда
  • 9.1 Мероприятия по организации систем рабочего и аварийного освещения
  • 9.2 Мероприятия по защите от шума и вибрации
  • 9.3 Мероприятия по электробезопасности
  • 9.4 Мероприятия по пожарной безопасности
  • 10. Технико-экономические показатели ПС
  • Заключение
  • Список использованной литературы

Введение

В данном курсовом проекте разрабатывается понизительная подстанция 110/10 кВ. Нагрузка, питаемая от подстанции, распределена по трем категориям надежности.

В ходе разработки проекта необходимо выполнить основные требования к разрабатываемой подстанции, а именно:

1). Подстанция должна осуществлять надежность питания потребителей;

2). Проектируемая подстанция, по возможности, должна быть экономичной;

3). Должно обеспечиваться необходимое качество электрической энергии у потребителей;

4). Схема подстанции должна обладать возможностью дальнейшего развития при росте нагрузок (должна быть предусмотрена возможность роста установленной мощности ПС);

5). Проект подстанции должен предусматривать применение типовых, унифицированных элементов ВЛ. и ПС.

6). В проекте, по возможности, должны применяться новые разработки в области аппаратов и оборудования (например, кабели с изоляцией из СПЭ и т.д.).

В ходе расчета данного проекта необходимо решить следующие задачи:

1). Дать характеристику проектируемой подстанции.

2). Выбрать силовые трансформаторы.

3). Рассчитать токи короткого замыкания.

4). Выбрать схемы соединения РУ.

5). Выбрать типы релейной защиты и автоматики.

6). Выбрать аппараты и токоведущие части.

7). Рассмотреть меры по ТБ, противопожарной технике.

8). Рассчитать технико-экономические показатели подстанции.

9). Разработать принципиальную схему подстанции.

10). Разработать компоновку подстанции.

Исходные данные по курсовому проекту приведены в задании.

понизительная подстанция релейная защита

Исходные данные для проектирования

Схема системы №1.

Рис.1.1 Схема электрической системы (Вариант №9).

Таблица 1.1

Система

S (МВ·А); х0/х1

Линии электропередачи

l (км); худ (Ом/км)

Генераторы

Рном (МВт)

Трансформаторы

Sном (МВ·А)

С1

ВЛ1

ВЛ2

ВЛ3

Г1,2

Г3,4

Т-1,2

Т-3,4

Т-5,6

2100; 2,85

28; 0,39

52; 0,38

18; 0,385

20

63

25

80

40

Суточный график нагрузки №14 (Нефтеперерабатывающий район).

1. Характеристика подстанции и её нагрузок

1.1 Определение типа подстанции (ПС)

Проектируемая подстанция (на схеме ПС1) является проходной. По назначению проектируемая ПС системная (служит для энергоснабжения потребителя (нефтеперерабатывающий район), территориально примыкающего к ПС). По способу присоединения к сети ПС является комбинированной, питаемой по двум тупиковым линиям. По способу обслуживания ПС является обслуживаемой дежурными на щите управления (так как у ПС достаточно большая, половина ПЭЭ из которой относится к I категории).

Высшее напряжение (ВН) проектируемой ПС - 220 кВ, нижнее напряжение (НН) - 6 кВ. От стороны низкого напряжения ПС отходит 2 кабельных линий (КЛ), питаемых по радиальной схеме.

1.2 Характеристика нагрузки подстанции

По заданным суточным графикам активной и реактивной мощности, строятся суточный график полной мощности в именованных величинах и годовой график полной мощности по продолжительности в именованных величинах.

Максимальные значения полной и реактивной мощности определяются по формулам:

; (1.1)

МВА;

; (1.2)

МВАр.

Значения Pmax и Qmax принимаются за 100% графика нагрузки. Последующие расчёты заносятся в табл.1.1 Текущее значение полной мощности для каждой ступени графика нагрузки подсчитывается по формуле:

. (1.3)

Для каждой ступени графика определяется активная энергия:

Wi=Piti. (1.4)

Суточный отпуск энергии потребителям:

Wсут=. (1.5)

Пример расчёта для первой ступени (0-2 ч):

МВА;

W1=P1t1=28,8*4=115,2 МВт*ч.

Таблица 1.1 Расчёт суточной нагрузки ПС в именованных величинах.

№ ступени

Часы

t

P

Q

S

W

ч

ч

%

МВт

%

МВАр

МВА

МВт*ч

1

0-4

4

80

28,8

85

14,82

32,39

115,2

2

4-7

3

70

25,2

80

13,95

28,8

75,6

3

7-10

3

100

36

100

17,44

38,61

108

4

10-19

9

70

25,2

80

13,95

28,8

226,8

5

19-23

4

100

36

100

17,44

38,61

144

6

23-24

1

70

25,2

80

13,95

28,8

25,2

Wсут==694,8 МВт*ч.

Рассчитаем годовой график полной мощности по продолжительности:

Т i=ti*365, (1.6)

где Ti - суммарная продолжительность ступеней, имеющих нагрузку Sсут i.

Таблица 1.2 Расчёт годовой нагрузки ПС в именованных величинах.

№ ступени

Ti, ч

S, МВА

1

2555

38,61

2

4015

32,39

Рассчитаем технико-экономические показатели, получаемые из графиков нагрузки:

1). Суточный максимум нагрузки (наибольшая мощность с продолжительностью >30 мин.): Pmax=36 МВт; Qmax=17,44 МВАр; Smax=38,61 МВА.

2). Средняя нагрузка:

; (1.7)

32,26 МВА.

3). Время использования максимальной активной нагрузки:

Tmax=; (1.8)

Tmax==7044 ч.

4). Коэффициент заполнения годового графика нагрузки:

Кз==0.836.

Построим рассчитанные графики нагрузки:

Рис.1.1 Суточный график полной мощности.

Рис.1.2 Годовой график полной мощности по продолжительности.

2. Выбор силовых трансформаторов

Расчёты данного раздела выполняются в соответствии с упрощенным методом, изложенным в [2].

Так как на ПС имеются потребители I категории (и их нагрузка значительна по сравнению с общей нагрузкой ПС), то по условиям надёжности ([1]) на ПС устанавливается два трансформатора. Расчётная мощность каждого трансформатора определяется по условию (по [2]):

Sрасч0,7Smax; (2.1)

Sрасч0,7*40=28 МВА.

Примем для установки трансформаторы с Sном т=40 МВА.

Согласно [8] можно принять либо трансформатор типа ТДН, либо трансформатор типа ТРДН, которые имеют идентичные параметры (потери, полное сопротивление, масса масла и т.п.). В целях уменьшения токов КЗ на шинах НН, хотя и при некотором удорожании РУ НН (необходимость двух систем шин, а не одной), принимаем трансформатор типа ТРДН-40000/220 (трансформатор трёхфазный, масляный, двухобмоточный, с расщеплённой обмоткой НН, система охлаждения с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, с устройством РПН, для наружной установки, первой категории исполнения).

Выполним проверку трансформатора по перегрузочной способности для случая отключения одного из трансформаторов. Преобразуем исходный график нагрузки в прямоугольный эквивалентный. На исходном графике откладывается номинальная мощность трансформатора, пересечением ее с исходным графиком выделяется участок наибольшей перегрузки продолжительностью h` и участок начальной нагрузки:

Рис.2.1 Преобразованный график нагрузки.

Начальная нагрузка в долях от номинальной:

К1=; (2.2)

К1==0,742.

Предварительное значение коэффициента перегрузки:

К'2=; (2.3)

К'2==0,965.

Максимальное значение перегрузки:

К2max=; (2.4), К2max==0,965.

Так как К'2>0,9К2max, то принимаем К2=К'2=0,87 и h=h'=7 ч.

По [2] (температуру охлаждающей среды принимаем равной +20С (средняя эквивалентная летняя температура для городов ЦФО)) принимаем К2доп= 1,37.

Условие К2>К2доп выполняется, поэтому окончательно принимаем на проектируемой ПС два трансформатора ТРДН-40000/220 завода "РосЭнергоТранс" со следующими параметрами (согласно [8] и [17]):

Таблица 2.1 Параметры выбранного трансформатора.

Тип

Назначение

Схема и группа соединений

Номинальное напряжение ВН, кВ

Номинальное напряжение НН, кВ

РПН

ТРДН-40000/220

Электроснабжение потребителей

Yн/-11

230

6,6-6,6; 11-11;

±8*1,5%

Таблица 2.1 Продолжение

Тип

uк, %

Рк, кВт

Рх, кВт

Iх, %

Rт, Ом

Xт, Ом

Qх, кВАр

Масса масла, т

Масса общая, т

ТРДН-40000/220

12

170

50

0,9

5,6

158,7

360

18,5

69,2

3. Расчёт токов короткого замыкания (КЗ)

Данный раздел выполняется в соответствии с рекомендациями [4].

Для выбора оборудования ПС и его проверки необходимо рассчитать начальное значение периодической составляющей тока КЗ: трёхфазного на шинах 6 кВ; трёхфазного и однофазного на шинах 220 кВ (однофазное КЗ рассчитывается методом симметричных составляющих). Для ограничения токов КЗ на стороне НН принимается раздельная работа трансформаторов.

3.1 Составление схем замещения

При составлении схемы замещения примем, что двигательная нагрузка потребителей на напряжении 6 кВ достаточно удалена от шин ПС, в связи с чем ток подпитки от неё не учитывается. Также допускается не учитывать сопротивления трансформаторов, за которыми находится данная нагрузка. Пренебрежём изменением сопротивления системы и генераторов в схемах замещения прямой и обратной последовательностей (пренебрежём изменением сопротивления электрических машин). При расчёте параметров всех схем воспользуемся системой относительных единиц, приведённых к базисным методом приближенного приведения (для упрощения обозначений индексы базисности и приведённости в расчёте будем опускать). Примем величину базисной мощности Sб=1000 МВА, примем базисные напряжения равные средним (6,6; 11 и 230 кВ). При составлении схемы замещения нулевой последовательности воспользуемся упрощенным учётом взаимоиндукции ЛЭП.

Исходная схема системы:

Рис.3.1 Исходная схема системы.

Схема замещения прямой последовательности (применение обозначения источника напряжения последовательности на месте КЗ, для трёхфазного КЗ, является не совсем корректным. Однако, данная схема принимается одновременно и схемой прямой последовательности для однофазного КЗ, где такие обозначения необходимы по [4, п.3.5.1]. Кроме того, в общем случае, трёхфазное КЗ, можно также представить в виде симметричных составляющих с Хобр=0; Хнул=0 и коэффициентом m (3) =1):

Рис.3.2 Схема замещения прямой последовательности.

Примем Sб=1000 МВ*А

Iбк1=

Iбк1=

Рассчитаем параметры схемы замещения:

1). Система:

; (3.1)

=0,476.

2). ВЛ1:

Хл1=; (3.2)

Хл1==0, 206.

3). ВЛ2:

Хл2==0,374.

4). ВЛ3:

Хл3==0,131.

5). Генераторы:

Хг=Х''d; (3.3)

Принимаем для генераторов 1 и 2 мощностью 32 МВт Х''d=0,45 Ом, а cosном г=0,8, а для генераторов 3 и 4 принимаем мощностью 63 Х''d=0,139 Ом, а cosном г=0,8 (по рекомендациям, изложенным в [4, ч.3.8]).

Х8=Х9=Х10= 0, 191=1,53.

6). Трансформаторы генераторных блоков:

Хт=; (3.4)

Хт1=Хт2==4,4.

Хт3=Хт4==1,375.

Хт5=Хт6==2,75.

7). Трансформаторы проектируемой ПС2:

Хт7=Хт8==3.

Примем Кр=3,5 (в среднем для трансформаторов с расщеплёнными обмотками (по [4], [5] и [20]). Тогда:

ХТВ= 0,125ХТ=0,375.

ХТН=1,75ХТ=5,25.

Х7= ХТВ+ ХТН=5,625

Свертываем схему

Х1= ХС+

Х9= Х8+

Х10=

Нулевая последовательность.

Схема замещения нулевой последовательности:

Рис.3.4 Схема замещения нулевой последовательности.

Схема замещения нулевой последовательности очень сильно отличается от СЗ прямой и обратной последовательностей, так как токи нулевой последовательности могут протекать только по заземлённым элементам, а также в СЗ необходимо учитывать взаимоиндукцию ВЛЭП. Пересчитаем параметры изменившихся элементов:

1). Система:

Х0с=Хс (Х0/Х1); (3.5)

Х0с=0,476*2.85=1,357.

2). ВЛ:

Х0л=Хл (Х0/Х1); (3.6)

Примем все ВЛЭП, имеющиеся на схеме с тросами, тогда приближенно по [4] и [5] имеем Х0/Х1=3 - для одноцепных.

Х0л1==0,618.

Х0л2==1,122.

Х0л3==0,393.

3). Сопротивление трансформаторов

Х4= Х3+

Х5=

Х6=

3.3 Расчёт токов КЗ

Расчёт токов короткого замыкания на стороне высшего напряжения.

Точка К1:

Ток однофазного КЗ:

Для всех видов КЗ рассчитываем ударные токи КЗ:

,

Где Ky=1.8 - ударный коэффициент

Расчет действующего значения начальной периодической составляющей трехфазного тока КЗ и ударного тока:

Для точки К1:

Для точки К2:

НН:

Таблица 3.3

Место кз

, кА

, кА

, кА

, кА

Шины ВН

6,55

12,017

16,674

30,59

Шины НН

15,253

-

39,906

-

4. Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции

Схемы выбираются в соответствии с [6], а также с учётом рекомендаций [5].

Электрическая схема РУ выбирается в зависимости от назначения, роли, месторасположения ПС с учётом типа установленных трансформаторов.

Требования к схеме:

1). Обеспечивать надёжное питание присоединяемых потребителей в нормальном, аварийном и послеаварийном режимах.

2). Быть по возможности простой, наглядной, экономичной, обеспечивать средствами автоматики в послеаварийной ситуации восстановление питания потребителей.

3). Обеспечивать возможность поэтапного развития.

В соответствии с рекомендациями [6] рассмотрим типовую схемы РУ ВН (нетиповые могут применяться только при выполнении технико-экономического обоснования) 9 - одна рабочая секционированная выключателем система шин (применяется при Uн=35 - 220 кВ для ПС с наличием парных ВЛ и ВЛ, резервируемых от других ПС, нерезервируемых ВЛ, но не более одной на секцию, при отсутствии требований сохранения в работе всех присоединений при ревизии секции шин.).

Изобразим выбранную схему РУ ВН:

Рис.4.1 Схема РУ ВН (4Н).

Применим на проектируемой ПС соединение обмоток ВН силовых трансформаторов в звезду с выведенной нулевой точкой и эффективным заземлением нейтрали обмоток ВН, применяемым в трансформаторах 110 кВ. Для уменьшения тока однофазного КЗ нейтраль одного трансформатора в нормальном режиме работы разземлена. Так как изоляция нулевых выводов трансформаторов не рассчитывается на полное напряжение, то в режиме разземления нужно уменьшать возможные перенапряжения присоединением ограничителей перенапряжений к нулевой точке, как это показано на рис.4.3:

Глухое заземление нейтрали производится на вторичной обмотке трансформатора собственных нужд, питающих четырех проводные сети 380/220 В.

Для РУ НН принимаем схему две одиночные секционированные выключателями системы шин, применяемую при Uн=6 - 10 кВ и трансформаторах с расщеплёнными обмотками:

Рис.4.3 Схема РУ НН.

Таким образом, на основании произведённого расчёта, принимаем на проектируемой ПС следующую схему РУ:

Рис.4.4 Схема РУ проектируемой ПС.

5. Выбор типов релейной защиты, автоматики и измерений

Выбор типов релейной защиты, установленной на подстанции, осуществляется в объеме выбора защит силового трансформатора и защит на стороне 6 кВ.

На силовом трансформаторе устанавливаются следующие виды защит:

1. Продольная дифференциальная защита от коротких замыканий в трансформаторе и на его выводах (tрз=0,1 с) .

2. Газовая защита от внутренних повреждений в трансформаторе и от понижения уровня масла в трансформаторе (tрз=0,1 с) .

3. Максимальная токовая защита от сверхтоков короткого замыкания, установленная на стороне ВН трансформатора (tрз=tзад+ nt=1,2+3*0,5=2,7), т.е. эта защита отстраивается от максимальной токовой защиты на стороне низших обмоток расщепленного трансформатора (tрз=2,2).

4. Максимальная токовая защита от сверхтоков короткого замыкания на низших обмотках расщепленного трансформатора (tрз=tзад+t=1,2+2*0,5=2,2) .

5. Максимальная защита от сверхтоков перегрузки с действием на сигнал, установленная на стороне ВН трансформатора.

На секционном выключателе 10 кВ устанавливается максимально токовая защита (tрз=tзад+t=1,2+0,5=1,7) .

На кабелях, отходящих к потребителям, устанавливаются следующие виды релейной защиты:

1. Максимально-токовая защита от сверхтоков короткого замыкания. Выдержка времени защиты устанавливается в задании (tзад=1,2) .

2. Токовая защита нулевой последовательности, сигнализирующая о замыкании на землю в кабеле .

На шинах 10 кВ предусматривается контроль изоляции с использованием трансформатора напряжения с действием на сигнал. Контроль изоляции выполняется в виде комплекта из реле напряжения, включаемого в обмотку разомкнутого треугольника, и реле времени с действием на сигнал . Кроме того, предусматривается возможность определения повреждённой фазы с помощью вольтметра, подключаемого на фазные напряжения.

На стороне высшего напряжения устанавливаются быстродействующие защиты (tрз=0,1).

На проектируемой подстанции должны быть предусмотрены следующие виды автоматики:

1. Автоматическое включение резерва на секционном выключателе 6 кВ и на секционном автомате 0,4 кВ в системе собственных нужд.

2. Автоматическое повторное включение линий ВН .

3. Автоматическое включение охлаждающих устройств трансформатора.

Приведём требуемый объём измерений и измерительных приборов для цепей понизительной подстанции:

Таблица 5.1 Измерительные приборы и места их установки (марки оборудования по [18, табл.6.26]).

N

Место установки приборов

Перечень приборов

1

Трансформатор двухобмоточный (на стороне НН, в каждой из обмоток отдельный комплект приборов).

Амперметр (ЕА 3020), ваттметр (СР 3020), варметр (СР 3020), счетчик активной энергии технического учёта (СЭТ3а-01П-26), счётчик реактивной энергии технического учёта (СЭТ3р-01П-29).

2

Секционный выключатель 6 кВ

Амперметр (ЕА 3020) в одной фазе

3

Секция шин 6 кВ

Вольтметр (ЕВ 3020), имеющий переключатель для измерения линейных и фазных напряжений

4

Кабельная линия 6 кВ

Амперметр (ЕА 3020), счетчик активной энергии расчётный (СЭТ3а-01-00),

счетчик реактивной энергии расчётный (СЭТ3р-01-07)

5

Трансформатор собственных нужд (на стороне НН ТСН)

Амперметр (ЕА 3020), счетчик активной энергии расчётный (СЭТ3а-01-00)

6

Система шин ВН

Вольтметр (ЕВ 3020) с переключателем для измерения междуфазных напряжений, вольтметр регистрирующий, ФИП (фиксирующий прибор).

7

Линия 220 кВ

Амперметр (ЕА 3020) в одной фазе, ваттметр (СР 3020), варметр (СР 3020), счетчик активной энергии технического учёта (СЭТ3а-01П-26), счётчик реактивной энергии технического учёта (СЭТ3р-01П-29).

8

Секционный (шиноотделительный)

выключатель

Амперметр (ЕА 3020) в одной фазе

6. Выбор аппаратов и токоведущих частей

Выбору подлежат аппараты и токоведущие части:

Аппараты:

высоковольтные выключатели и их приводы;

разъединители и их приводы;

аппараты в цепях собственных нужд;

измерительные трансформаторы тока и напряжения

Токоведущие части:

сборные шины ВН;

ошиновка цепи силового трансформатора;

силовые кабели 6 кВ.

Всё оборудование выбираем по каталогам [8] - [16]. Недостающие параметры считаем соответствующими ГОСТ и принимаем по [18].

Таблица 6.1 Ток продолжительного режима (максимальный ток ремонтного или послеаварийного режима) (Iпрод расч) для выбора аппаратов и токоведущих частей

Обозначение

Выключатель или токоведущая часть

Расчёт

Iт ном=;

Iт ном НН= А;

Iт ном ВН= А.

Q1 и 1

Выключатель и ошиновка трансформатора на стороне низшего напряжения

К2Iт ном НН=

=0,483*3670=1772,61 А

Q2

Секционный выключатель 6 кВ

0,6К2Iт ном НН=

=0,6*0,483*3670=1063,57 А

Q3

Выключатель на линиях потребителей 6 кВ

Iпрод расч =

=А

Q4

Выключатель на стороне высшего напряжения

К2Iт ном ВН=

=0,483*100,5=48,54 А

2

Сборные шины низшего напряжения

0,75К2Iт ном НН=

=0,75*0.483*3670=1328 А

3

Сборные шины высшего напряжения

К2Iт ном ВН=

=0,483*100,5=48,54 кА

6.1 Выбор выключателей

При выборе выключателей следует руководствоваться рекомендациями [3]. В РУ 220 кВ должны устанавливаться элегазовые или маломасляные выключатели. В РУ 6 - 10 кВ применяются КРУ (КРУН) с вакуумными, маломасляными или электромагнитными выключателями.

Таблица 6.2 Выбор выключателей на стороне ВН.

Расчётные данные

Каталожные данные

Условия выбора или проверки

Выбираем выключатель элегазовый колонковый ВГК-200-31,5/3150У1 завода "Schneider Electric"

Uсети=220 кВ

Iпрод расч=48,5А

Uном=220 кВ

Iном=3150 А

По условиям длительного режима:

UномUсети;

IномIпрод расч

iу=39,906 кА

id= 102000 А

По электродинамической стойкости:

idiу

tрз=0,01 с

Iтер=40000 А; tтер=3 с;

tрз доп==

=

=62,737 с

По термической стойкости:

tрзtрз доп

;

=16080 А

;

=*31,5 (1+) =

=56290 А

По коммутационной способности амплитуды полного тока:

iу=22180 А;

Iп0=8740 А

iв ном= id=80000 А;

Iв ном= Iо ном=31500 А.

iв ном iу;

Iв номIп0

Привод выключателя: пружинный типа ППрВ-4А2Т-У*П1.

Здесь Uном и Iном - номинальное напряжение и номинальный ток выключателя;

Uсети - номинальное напряжение сети, где установлен выключатель;

Iпрод. расч - максимальный ток ремонтного или послеаварийного режима, определяемого согласно табл.6.1;

Ta=0,05 с (среднее значение для сетей ВН по [5, табл.3.2]).

id - амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ, гарантированное заводом-изготовителем;

tрз доп=; (6.1)

Вк - интеграл Джоуля для заданной цепи, равный

Вк =; (6.2)

Вк кА2с,

где tотк = tрз + tо. в=0,1+0,055=0,155;

tрз - время действия основной релейной защиты где установлен выключатель, с;

tо. в - полное время отключения выключателя, с;

Iо. ном - номинальный ток отключения выключателя, кА;

ном - номинальное относительное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе при номинальном токе отключения, приближенно можно принять

; (6.3)

ia - апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени ,

где - = tрз. мин + tс. в=0,01+0,055=0,065 с;

tзащ. мин - минимальное время срабатывания релейной защиты, принимается равным 0,01 с;

tс. в - собственное время отключения выключателя, с;

iв. ном - амплитудное значение номинального тока включения выключателя, кА;

Iв. ном - действующее значение номинального тока включения выключателя, кА;

tрз доп - допустимое время релейной защиты по условию термической стойкости, с;

Iтер, tтер - ток и время термической стойкости, гарантированные заводом-изготовителем.

Таблица 6.3 Выбор вводных выключателей для цепей низшего напряжения трансформаторов.

Расчётные данные

Каталожные данные

Условия выбора или проверки

Выбираем выключатель элегазовый колонковый LF3-6.3-31,5/2500 У2 завода "Schneider Electric"

Uсети=6,3 кВ

Iпрод расч=1772,68А

Uном=6,3 кВ

Iном=2000 А

По условиям длительного режима:

UномUсети;

IномIпрод расч

iу=16,674 кА

id= 64000 А

По электродинамической стойкости:

idiу

tрз=0,1 с

Iтер=25 А; tтер=3 с;

tрз доп==

=

=7,674 с

По термической стойкости:

tрзtрз доп

;

=27698 А

;

=*25 (1+) =

=41331 А

По коммутационной способности амплитуды полного тока:

iу=39906 А;

Iп0=15500 А

iв ном= id=64000 А;

Iв ном= Iо ном=25000 А.

iв ном iу;

Iв номIп0

Привод выключателя механический типа RI.

Ta=0,06 с (среднее значение для сетей НН по [5, табл.3.2]).

Вк - интеграл Джоуля для заданной цепи, равный

Вк = кА2с,

где tотк = tрз + tо. в=2,2+0,07=2,27;

= tрз. мин + tс. в=0,01+0,07=0,08 с.

Таблица 6.4. Выбор секционных выключателей на стороне НН.

Расчётные данные

Каталожные данные

Условия выбора или проверки

Выбираем выключатель элегазовый LF2-6.3-31,5/2000 У2 завода "Schntider Electric"

Uсети=6,3 кВ

Iпрод расч=637,4 кА

Uном=6,3 кВ

Iном=1250 А

По условиям длительного режима:

UномUсети;

IномIпрод расч

iу=16,674 кА

id=102 кА

По электродинамической стойкости:

idiу

tрз=1,4 с

Iтер=40 кА; tтер=3 с;

tрз доп==

=

=19,849 с

По термической стойкости:

tрзtрз доп

=27698 А

=

=66129;

По коммутационной способности амплитуды полного тока:

iу=16,674 кА;

Iп0= кА

iв ном= id=102 кА;

Iв ном=40 кА.

iв ном iу;

Iв номIп0

Привод выключателя механический типа RI.

Ta=0,06 с (среднее значение для сетей НН по [5, табл.3.2]).

Вк - интеграл Джоуля для заданной цепи, равный

Вк = кА2с,

где tотк = tрз + tо. в=1,7+0,07=1,77;

= tрз. мин + tс. в=0,01+0,07=0,08 с.

Таблица 6.5 Выбор выключателей цепей отходящих кабельных линий.

Расчётные данные

Каталожные данные

Условия выбора или проверки

Выбираем выключатель элегазовый LF2-6.3-31,5/630 У2 завода "Schntider Electric"

Uсети=6,3 кВ

Iпрод расч=152,7 кА

Uном=6,3 кВ

Iном=630 А

По условиям длительного режима:

UномUсети;

IномIпрод расч

iу=16,674 кА

id=64 кА

По электродинамической стойкости:

idiу

tрз=0,9 с

Iтер=25 кА; tтер=6 с;

tрз доп==

=

=7,674 с

По термической стойкости:

tрзtрз доп

=27698 А

=

=41331А;

По коммутационной способности амплитуды полного тока:

iу=16,674 кА;

Iп0= А

iв ном= id=64 кА;

Iв ном=25 кА.

iв ном iу;

Iв номIп0

Привод выключателя механический типа RI.

Ta=0,06 с (среднее значение для сетей НН по [5, табл.3.2]).

Вк - интеграл Джоуля для заданной цепи, равный

Вк = кА2с,

где tотк = tрз + tо. в=1,2+0,07=1,27;

= tрз. мин + tс. в=0,01+0,07=0,08 с.

Для вводных выключателей 6 кВ принимаем в качестве комплектного распределительного устройства MсSet TI-B - AD3-25/2500 с встроенным выключателем LF3 пр-ва "Шнейдер Электрик" с номинальным током шкафов 2500 А и шин 3150 А; для секционных выключателей MсSet типа SS-B - AD1-25/630 с встроенным выключателем LF2 пр-ва "Шнейдер Электрик" с номинальным током шкафов 630 А и шин 1250 А; для выключателей цепей отходящих кабельных линий MCSet типа LF-B - AD1 - 25/630с встроенным выключателем LF2 пр-ва "Шнейдер Электрик" с номинальным током шкафов 630 А и шин 1250 А.

6.2 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производится только на стороне ВН, так как на стороне НН роль разъединителей выполняют разъёмы КРУ.

Таблица 6.6 Выбор разъединителей на стороне ВН.

Расчётные данные

Каталожные данные

Условия выбора или проверки

Выбираем разъединитель горизонтально-поворотный двухколоночный РД (3) - 220-1000УХЛ1 завода " ООО Уралээлектро"

Uсети=220 кВ

Iпрод расч=212 А

Uном=220 кВ

Iном=1000 А

По условиям длительного режима:

UномUсети;

IномIпрод расч

iу=16,674 кА

id=100 кА

По электродинамической стойкости:

idiу

tрз=0,01 с

Iтер=40 кА; tтер=3 с;

tрз доп==

=

=62,73 с

По термической стойкости:

tрзtрз доп

Привод разъединителя ПД-14УХЛ1

6.3 Выбор аппаратов в цепи собственных нужд

Собственные нужды (с. н.) включают следующие потребители: вентиляторы и насосы охлаждения трансформаторов, освещение, отопление, приводы аппаратов и т.д. Для питания с. н. устанавливаются два трансформатора с вторичным напряжением 0,4/0,23 кВ. Мощность трансформатора собственных нужд (ТСН) ориентировочно принимаем:

Sном ТСН0,3%Sном т; (6.4)

Sном ТСН0,003*40000=120 кВА.

Принимаем для установки два трансформатора ТСЗ-160/6/0,4 (трансформатор трёхфазный маслянный, в герметичном исполнении, с устройством ПБВ) ООО "Уралэлектрощит" (характеристики: ukЗ=40%; Sном=160 кВА; UнВН=6 кВ; UнНН=0,4 кВ; устройство ПБВ 22,5%; группа соединений Y/Y0-0; масса 850 кг.

Выберем на стороне 6 кВ высоковольтный предохранитель:

IномIпрод расч (условие выбора по номинальному току); (6.5)

Iпрод расч=1,4Iном ТСН; (6.6)

Iпрод расч=;

Принимаем для установки предохранитель ПКТ 101-6-31,5-31,5-У3 (предохранитель с кварцевым наполнителем, для силовых трансформаторов, однополюсный, с указателем срабатывания) ЗАО "ЗЭТО" со следующими характеристиками:

Класс напряжения: 6 кВ;

Номинальный ток, А: 31,5;

Номинальный ток отсечки, кА: 31,5;

Вес, кг: 8.

Проверка по коммутационной способности:

Iо номIп0, (6.7)

где Iо ном - номинальный ток отсечки.

31,5>12,7. Условие выполняется.

Выберем рубильник и автомат на стороне 0,4/0,23 кВ:

IномIпрод расч (условие выбора по номинальному току); (6.8)

Iпрод расч=;

Принимаем рубильник РЗ-4 ГК "УралСнаб" со следующими характеристиками:

Iном=250 А; iу=20 кА.

Принимаем автоматический выключатель АВМ-4С ГК "УралСнаб" со следующими характеристиками:

Iном=250 А; iоткл=35 кА;

6.4 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

В выключателях принимаем выносные трансформаторы тока. На стороне ВН полная проверка трансформаторов не производится.

Таблица 6.7 Выбор трансформаторов тока в ОРУ ВН.

Расчётные данные

Каталожные данные

Условия выбора или проверки

Выбираем трансформатор тока ТВТ-220-I-200/5

Uсети=220 кВ

Iпрод расч=48,5 А

Uном=220 кВ

Iном=200 А

По условиям длительного режима:

UномUсети;

IномIпрод расч

iу=39,906 кА

iу=160 кА

По электродинамической стойкости:

idiу

tрз=2,4 с

Iтер=25 кА;

tтер=3 с;

tрз доп==

==28.34 с

По термической стойкости:

tрзtрз доп

Таблица 6.8 Выбор трансформаторов тока на вводах 220 кВ силового трансформатора.

Расчётные данные

Каталожные данные

Условия выбора или проверки

Выбираем рансформатор тока ТВТ-220-I-200/5

Uсети=220 кВ

Iпрод расч=48,5 А

Uном=220 кВ

Iном=200 А

По условиям длительного режима:

UномUсети;

IномIпрод расч

iу=39,906 кА

iу=160 кА

По электродинамической стойкости:

idiу

tрз=2,4 с

Iтер=25 кА;

tтер=3 с;

tрз доп==

==28.34 с

По термической стойкости:

tрзtрз доп

На стороне НН при выборе трансформаторов тока ориентируемся на трансформаторы, которые имеются в ячейках КРУ.

Таблица 6.9 Выбор трансформаторов тока в ячейках КРУ 10 кВ на выводах силового трансформатора.

Расчётные данные

Каталожные данные

Условия выбора или проверки

Выбираем трансформатор тока ТШЛК-10-2000/5

Uсети=6 кВ

Iпрод расч=1771 А

Uном=10 кВ

Iном=2000 А

По условиям длительного режима:

UномUсети;

IномIпрод расч

iу=16,674 кА

id=100 кА

По электродинамической стойкости:

idiу

tрз=1,9 с

Iтер=35 кА; tтер=1 с;

tрз доп==

==15,8 с

По термической стойкости:

tрзtрз доп

Z2 расч=10,55 Ом

Класс точности 0,5

Z2 ном=30 Ом

По характеру измерений:

Z2 ном Z2 расч

Z2 расч определяем в соответствии с [21, гл.4.11].

Определение сопротивлений приборов:

Zамп. =Sпотр. обм / I2=0,1/12=4 Ом;

Zватт. =Sпотр. обм / I2=0,1/12=5 Ом;

Zвар. = Sпотр. обм / I2 = 0,1/12 = 5 Ом;

Zсч. акт. = Sпотр. обм / I2=2,5/12=0,05Ом;

Zсч. реакт. = Sпотр. обм / I2=2,5/12=0,05 Ом,

где Sпотр. обм - мощность, потребляемая токовой обмоткой данного прибора;

I - ток во вторичной обмотке трансформатора тока.

Рис.6.1 Схема включения измерительных приборов (полная звезда).

Таблица 6.10. Нагрузка измерительных приборов.

Прибор

Тип

Нагрузка

Фаза А

Фаза В

Фаза С

Амперметр

Э 377

Класс точности 1,5

-

0,1

-

Ваттметр

Д 365

Класс точности 1,5

0,1

-

0,1

Варметр

Д 365

Класс точности 1,5

0,1

0,1

0,1

Счётчик активной энергии

СА4У-И675М

Класс точности 2

2,5

-

2,5

Счётчик реактивной энергии

СР4У-И673М

Класс точности 2

2,5

2,5

2,5

Наиболее загружены фазы А и С.

Рис.6.2 Схема присоединения приборов к обмотке трансформатора тока.

Исходя из схемы:

Z2 расч=Zприб А+rконт+rпров;

rконт=0,1 Ом (количество приборов более трёх).

rпров доп= Z2 ном - Zприб А - rконт=0,8-0,142-0,1=0.558 Ом.

Минимальное сечение соединительных проводников, из условия требуемой точности:

, (6.10)

где - удельное сопротивление материала проводов (принимаем провода алюминиевые с =0,028 Ом*мм2/м);

lрасч - длина в один конец от трансформатора тока до измерительных приборов (по [5, с.43] принимаем lрасч=50 м).

=2,51 мм2.

Принимаем по [18, табл.7.10] контрольный кабель типа АКВBГ с сечением 4 мм2. (по условию механической прочности).

; (6.11)

=0,35 Ом.

Z2 расч=0,142+0,558+2,51=3,21 Ом.

Таблица 6.11. Выбор трансформаторов тока в ячейках КРУ 6 кВ в цепи секционных выключателей.

Расчётные данные

Каталожные данные

Условия выбора или проверки

Выбираем трансформатор тока тока ТШЛК-10-1000/5

Uсети=6 кВ

Iпрод расч=637,4 А

Uном=10 кВ

Iном=300 А

По условиям длительного режима:

UномUсети;

IномIпрод расч

iу=16,674 кА

id=100 кА

По электродинамической стойкости:

idiу

tрз=1,4 с

Iтер=35 кА; tтер=3 с;

tрз доп==

==15,8 с

По термической стойкости:

tрзtрз доп

Проверка по характеру измерений не производится (так как измерительное оборудование - один амперметр Э 377).

Таблица 6.12. Выбор трансформаторов тока в ячейках КРУ 6 кВ на отходящих кабельных линиях.

Расчётные данные

Каталожные данные

Условия выбора или проверки

Выбираем трансформатор тока тока ТЛК-10-300/5

Uсети=6 кВ

Iпрод расч=255 А

Uном=10 кВ

Iном=300 А

По условиям длительного режима:

UномUсети;

IномIпрод расч

iу=16,674 кА

id=100 кА

По электродинамической стойкости:

idiу

tрз=1,9 с

Iтер=35 кА; tтер=1 с;

tрз доп==

==15.8 с

По термической стойкости:

tрзtрз доп

Z2 расч=4.279Ом

Класс точности 0,5

Z2 ном=10 Ом

По характеру измерений:

Z2 ном Z2 расч

Z2 расч определяем в соответствии с [21, гл.4.11].

Определение сопротивлений приборов:

Zамп. =Sпотр. обм / I2=0,1/12=0,1 Ом;

Zсч. акт. = Sпотр. обм / I2=2,5/12=2,5 Ом;

Zсч. реакт. = Sпотр. обм / I2=2,5/12=2,5 Ом,

где Sпотр. обм - мощность, потребляемая токовой обмоткой данного прибора;

I - ток во вторичной обмотке трансформатора тока.

Таблица 6.13. Нагрузка измерительных приборов.

Прибор

Тип

Нагрузка

Фаза А

Фаза В

Фаза С

0

Амперметр

Э 377

Класс точности 0,2

0,1

-

-

-

Счётчик активной энергии

СЭТ3а-01-00

Класс точности 0,5

2,5

-

2,5

-

Счётчик реактивной энергии

СЭТ3р-01-07

Класс точности 0,5

2,5

-

2,5

-

Наиболее загружена фаза А.

Рис.6.3 Схема присоединения приборов к обмотке трансформатора тока.

Исходя из схемы:

;

;

;

.

Выбирается провод с сечением q = 4 мм2 по условию механической прочности.

Выберем измерительные трансформаторы напряжения, учитывая что на стороне ВН выбор производится без проверки по вторичной нагрузке.

Выбор трансформаторов напряжения, устанавливаемых на секциях шин 6 кВ.

Выбор трансформатора напряжения типа: 3НОЛ.06-6У3 представлен в таблице 6.16.

Расчётные данные

Каталожные данные

Uном. сети = 6 кВ;

S2 = 531/8 В·А.

U1 = 10000/v3 В;

U2 = 100/v3 В;

Uд = 100/3 В;

Группа соединения: Y/Y/Д - 0;

Класс точности - 0,5;

S2ном = 75 В·А.

В типе трансформатора: Н - трансформатор напряжения;

О - однофазный;

Л - с литой изоляцией;

06 - шифр разработки;

10 - класс номинального напряжения, кВ.

Параметры обмоток напряжения приборов представлены в таблице 6.17.

Таблица 6.17

Наименование прибора

Тип

Число катушек

Потребляемая мощность одной катушки, В·А

Число приборов

P, Вт

Q, В·А

Вольтметр

Э-377

1

2

1

2

0

Счетчик активной энергии

СА4У-И675М

2

12 (3)

11

66

256

Счетчик реактивной энергии

СР4У-И676М

3

8 (2)

11

66

256

Ваттметр

Д-365

2

1,5

1

3

0

Варметр

Д-365

3

1,5

1

4,5

0

139,5

512

.

Так как необходимо установить дополнительные трансформаторы напряжения типа НОЛ.08-10У2 (по [3] стр.328, табл.5.13), число которых:

.

Параметры дополнительных трансформаторов напряжения представлены в таблице 6.17.

Таблица 6.17

Расчётные данные

Каталожные данные

Uном. сети = 6 кВ;

S2 = 531/8 В·А.

U1 = 10000 В;

U2 = 100 В;

Группа соединения: Y/Y - 0;

Класс точности - 0,5;

S2ном = 50 В·А.

На высшем напряжении устанавливается трансформатор напряжения типа: НКФ-220-58У1 ([3] стр.336, табл.5.13.) с параметрами: U1 = 220000/v3 В; U2 = 100/v3 В; Uд = 100 В; группа соединения: Y/Y/Д - 0; класс точности - 0,5; S2ном = 400 В·А.

6.5 Выбор ошиновки цепи силового трансформатора

Ошиновка на высшем напряжении выполняется проводом АС-240/32 ([3] стр.428, табл.7.35) с , выбранным согласно ПУЭ по условию отсутствия короны.

Ошиновка трансформатора от выводов до КРУ выполняется гибкой связью из пучка алюминиевых и сталеалюминевых проводов. При этом в качестве несущих будут два сталеалюминевых провода АС-185/29, а токоведущих - провода А-185; число последних выбирается исходя из условия: .

Проверка по термической стойкости выбранного сечения:

Шинный мост выполняется с помощью прямоугольных алюминиевых шин с размерами: h = 10 мм, b = 120 мм и поперечным сечением s = 9,57 см2. При этом:

.

Проверка по термической стойкости выбранного сечения:

Проверка по динамической устойчивости к действию токов короткого замыкания.

Критическая длина пролёта: ,

где:

- момент инерции относительно оси прямоугольного проводника, перпендикулярной действию силы, при установке шин "на ребро”.

Сила, действующая на пролёт при трёхфазном коротком замыкании:

.

Изгибающий момент от междуфазных усилий:

.

Механические напряжения в материале шин от междуфазных усилий:

,

где:

- момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию силы.

Алюминиевые шины выполняются из алюминия марки АДО:

.

Для шинного моста выбираются изоляторы ([3] стр.284, табл.5.7) типа: С4-80-УХЛ1 высотой H = 190 мм, с Uном =6 кВ по условиям:

;

.

6.6 Выбор силовых кабелей 6 кВ

Сечение силовых кабелей:

,

где: ;

- экономическая плотность тока по [2] стр.98, табл.3.35 для кабеля с бумажной пропитанной изоляцией и алюминиевыми жилами при .

Выбирается кабель типа: ААШвУ-6-3Ч150 с алюминиевыми жилами в бумажной изоляции с вязкой пропиткой в алюминиевой оболочке усовершенствованный [2] стр.90 табл.3.25.

Проверка по допустимому току по условиям прокладки кабеля:

.

Кабель по допустимому току проходит.

Коэффициент фактической загрузки в режиме перегрузки:

.

Коэффициент предварительной загрузки:

.

Поскольку коэффициент перегрузки не превышает единицы, кабель в проверке по перегрузке не нуждается.

Проверка по условию термической стойкости:

Кабель ААШвУ-6-3Ч185 по термической стойкости проходит.

7. Оперативный ток

Так как высшее напряжение проектируемой подстанции 220 кВ и число выключателей более трех, то рекомендуется применить постоянный оперативный ток.

Постоянный оперативный ток - это система питания оперативных цепей защиты, автоматики, сигнализации от аккумуляторной батареи на напряжение 220 В без элементного коммутатора, работающая в режиме постоянного подзаряда. На подстанциях до 330 кВ включительно устанавливается одна аккумуляторная батарея.

Для управления использоваться шкафы управления оперативного тока (ШУОТ).

На ПС с постоянным оперативным током следует применять переменный оперативный ток для питания собственных нужд.

На ПС, оборудованных электромагнитной блокировкой, предусматриваются выпрямительные установки для питания цепей блокировки.

Для постоянного подзаряда, а также после аварийного разряда каждой аккумуляторной батареи типа СК и СН применяются два комплекта автоматизированных выпрямительных агрегатов типа ВАЗП 380/260-40/80-2, которые работают параллельно с аккумуляторной батареей; поддерживают стабилизированное напряжение на шинах постоянного тока, возмещают потери саморазряда батареи и питают всю длительную нагрузку постоянного тока.

8. Выбор и обоснование конструкции распределительных устройств

Раздел выполняется по [5], в соответствии с [1], [3] и [23].

На стороне НН применяется комплектное распределительное устройство внутренней установки (КРУ), так как оно экономически оправданное при числе шкафов 15 и более. Число шкафов на низшем напряжении данной подстанции составляет 30 штук (18 на отходящие КЛ; 2 на ССН; 2 на секционные выключатели; 4 на вводные выключатели; 4 на измерительные трансформаторы напряжения).

КРУ - распределительное устройство, состоящее из закрытых шкафов с встроенными в них аппаратами, измерительными и защитными приборами. Шкафы КРУ изготавливаются на заводах, что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения надёжной работы электрооборудования. Применение КРУ позволяет ускорить монтаж РУ. КРУ более безопасно в обслуживании, так как все части, находящиеся под напряжением. закрыты кожухами.

На стороне ВН применяется ОРУ с типовыми ячейками. Размещение оборудования в ячейках позволяет осуществлять его независимый ремонт и обслуживание, локализацию аварии в пределах ячейки. Ширина ячейки стандартная и равна для 220 кВ - 15,4 м. Именно она определяет ширину распределительного устройства и ПС в целом. Длина ячейки и, следовательно, длина ОРУ определяется схемой РУ и способом размещения оборудования. Применяем ОРУ низкого типа с размещением аппаратов на одном уровне (~ 3 м). Принимаем равномерное распределение линейных ячеек по площади ОРУ, чередуя их с другими присоединениями. Это уменьшает перетоки мощности по шинам и упрощает выполнение молниезащиты ОРУ.

По планированной территории ПС должен быть обеспечен проезд для автомобильного транспорта с улучшенной грунтовой поверхностью, с засевом травой. Автодороги с покрытием предусматриваются к следующим зданиям и сооружениям: порталу для ревизии трансформаторов, ЗРУ, зданию щита управления (ОПУ), вдоль выключателей ОРУ 220 кВ. Ширина проезжей части внутриплощадных дорог должна быть не менее 3,5м.

На ОРУ кабели прокладываются в наземных лотках. При прохождении лотков через дороги предусматриваются переезды с сохранением расположения лотков на одном уровне. Одиночные кабели (до 7) от кабельных сооружений до приводов и шкафов различного назначения могут прокладываться в земле без специальной защиты (в том числе небронированные) при отсутствии над ними проездов.

Требования к открытой установке маслонаполненных трансформаторов у зданий для предотвращения растекания масла и распространения пожара при повреждениях маслонаполненных силовых трансформаторов с массой масла более 1т в единицы предусматриваются маслоприемники с соблюдением следующих требований. Габариты маслоприемника должны выступать за габариты единичного электрооборудования не менее 1,5 м при массе 30 т (в используемых силовых трансформаторах). Объём маслоприёмника должен быть рассчитан на одновременный приём 100% масла в трансформаторе.

Допустимое расстояние в свету между открыто установленными силовыми трансформаторами не менее 1250 мм. При этом при расстоянии между ними менее 15 м применяют сплошные разделительные перегородки с пределом огнестойкости 1,5 часа. Ширина перегородки принимается не менее ширины маслоприемника и в высоту не менее высоты вводов высшего напряжения. Расстояние в свету между трансформатором перегородкой не менее 1500 мм.

Территория ОРУ и ПС в целом должны быть ограждены внешним забором высотой 2000 мм. Вспомогательные сооружения ОПУ, мастерские и др. сооружения), расположенные на территории ПС следует ограждать внутренним забором высотой 1600 мм. Трансформаторы и аппараты, у которых нижняя часть изолятора расположена над уровнем планировки или уровнем сооружения (плиты кабельных каналов или лотков и т.п.) на высоте не менее 2500 мм разрешается не ограждать.

Страница:


Подобные документы

  • Понизительная подстанция

    Характеристика понизительной подстанции и ее нагрузок. Расчет короткого замыкания. Схема соединения подстанции. Выбор силовых трансформаторов, типов релейной защиты, автоматики, оборудования и токоведущих частей. Расчёт технико-экономических показателей.

    курсовая работа [3,7 M], добавлен 30.05.2014

  • Проектирование районной понизительной подстанции

    Определение расчетных нагрузок и выбор силовых трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических схем первичных соединений подстанции. Выбор ограничителей перенапряжения. Выбор ячеек закрытого распределительного устройства.

    курсовая работа [167,2 K], добавлен 16.03.2017

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

    Определение расчетной нагрузки района. Выбор мощности и схем тупиковой подстанции. Изучение схемы электроснабжения района. Подбор линий электропередач и мощности силовых трансформаторов районной понизительной подстанции. Расчет токов короткого замыкания.

    дипломная работа [175,8 K], добавлен 30.06.2015

  • Районная понизительная подстанция 110/35/10 кВ

    Разработка схемы электрических соединений районной понизительной подстанции; графики нагрузок. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор электрооборудования и токоведущих частей, релейная защита и автоматика.

    курсовая работа [1,8 M], добавлен 15.02.2016

  • Районная понизительная подстанция 220/35/10 кВ

    Проект районной понизительной подстанции для электроснабжения потребителей электрической энергией напряжением 220/35/10 кВ. Число и мощность силовых трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Измерение и учет электроэнергии. Заземление подстанции.

    дипломная работа [2,0 M], добавлен 25.02.2013

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

    Расчет суммарной расчетной мощности подстанции на шинах 10 кВ. Выбор числа и расчет мощности силовых трансформаторов. Определение токов короткого замыкания. Выбор электроаппаратов, токопроводов, заземляющих устройств по условиям рабочего режима.

    дипломная работа [775,7 K], добавлен 23.09.2014

  • Проектирование электрической части подстанции 110/35/10 кВ

    Выбор электрических схем распределительных устройств всех напряжений. Выбор схемы питания собственных нужд подстанции. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов: выключателей, разъединителей. Выбор шин и ошиновок на подстанции.

    курсовая работа [1,8 M], добавлен 15.10.2012

  • Проектирование главной понизительной подстанции

    Схема проектируемой подстанции. Выбор силовых трансформаторов. Обоснование главной схемы подстанции и монтаж распределительных устройств. Выбор сечений проводников воздушных линий. Расчет токов короткого замыкания. Конструкции распределительных устройств.

    курсовая работа [573,6 K], добавлен 25.03.2015

  • Проектирование понизительной подстанции

    Проектирование электрической части понизительной подстанции 110/10 кВ. Алгоритм выбора числа, типа и мощности силовых трансформаторов, разработка главной схемы подстанции, расчет параметров и показателей работы электрических аппаратов и проводников.

    курсовая работа [713,0 K], добавлен 28.12.2012

  • Расчет электрической подстанции

    Электрический расчет потребителей: нагрузка жилых домов и распределительных сетей. Выбор номинальной мощности трансформаторов. Определение токов короткого замыкания. Выбор электрооборудования подстанции. Назначение релейной и токовой направленной защиты.

    дипломная работа [147,8 K], добавлен 15.12.2010

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.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены