Проектирование электрической подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

Задание на курсовой проект

1. Выбор структурных схем подстанций и расчет перетоков мощности через трансформаторы связи

2. Выбор трансформатора связи

3. Расчет токов короткого замыкания

4. Определение значения тока КЗ для момента времени Т

5. Выбор коммутационных аппаратов РУ

6. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

7. Выбор токоведущих частей РУ

Заключение

Список используемой литературы

подстанция трансформатор ток замыкание

Введение

Для реализации стратегических планов РК необходима перестройка всего народного хозяйства, направленная прежде всего на то, чтобы придать общественному развитию мощный импульс ускорения с помощью научно-технического прогресса, определяемого в наибольшей степени энергетикой и автоматикой всех отраслей народного хозяйства.

Важнейшие задачи, решаемые энергетиками и энергостроителями, состоят в непрерывном увеличении объемов производства, в сокращении сроков строительства новых энергетических объектов и реконструкции старых, уменьшении удельных капиталовложений, в сокращении удельного расхода топлива, повышении производительности труда, в улучшении структуры производства электроэнергии и т.д.

В области электроснабжения потребителей эти задачи предусматривают повышение уровня проектно-конструкционных разработок, внедрение и рациональную эксплуатацию высоконадежного электрооборудования, снижение непроизводительных расходов электроэнергии при ее передаче, распределении и потреблении.

Развитие и усложнение структуры степени электроснабжения, возрастающие требования к экономичности и надежности их работы в сочетании с изменяющейся структурой и характером потребителей электрической энергии, широкое внедрение устройств управления распределения и потребления электроэнергии на базе современной вычислительной техники ставят проблему подготовки высококвалифицированных инженеров.

Важнейшим этапом в развитии творческой деятельности будущих специалистов являются курсовое и дипломное проектирование, в ходе которого развиваются навыки самостоятельного решения инженерных задач и практического применения теоретических знаний.

В перспективе стоит задача всемирного развития и использования возобновляемых источников энергии: солнечной, ветровой, приливной и других.

В зависимости от вида используемой энергии различают электростанции тепловые, гидравлические, ветряные атомные и другие. В зависимости от первичного двигателя, приводящего во вращение электрический генератор тепловые электрические станции с паровыми турбинами и с двигателями внутреннего сгорания.

Задание на курсовой проект

Спроектировать электрическую подстанцию. По результатам расчетов токов КЗ выбрать коммутационные аппараты, токоведущие части и измерительные трансформаторы для РУ напряжений 110, 35, 6 кВ

Таблица 1 - Исходные данные

Последняя цифра зачетной книжки	Напряжение, кВ	Нагрузка	Коэффициент мощности	Параметры энергосистемы
				МВт	МВт				МВА	Кол. линий	, км
8	110	35	6	30	25	0,87	0,85	0,93	1200	2	15

Графики нагрузок потребителей

Рис.1

Рис.2

1. Выбор структурных схем подстанци и расчет перетоков мощности через трансформаторы связи

В соответствии с исходными данными выбираем схему подстанции, которая приведена на рис.3. На шинах низшего напряжения для повышения коэффициента мощности установлены батареи статических конденсаторов. Так как от шин подстанции получают электроэнергию потребителей первой категории, то устанавливаем по два трансформатора. Исходя из заданных напряжений.

РУ ВН = 110кВ

РУ СН = 35кВ

РУ НН = 6кВ

Рис.3 - Главная схема подстанции

Составление графиков полной мощности подстанции

Для составления графиков полной мощности на стороне ВН необходимо определить активную, реактивную, полную мощности на сторонах СН и НН.

Значения активных мощностей на СН и НН определяются по формулам



Где - активные мощности по заданию на сторонах СН и НН соответственно,

- активные мощности на сторонах СН и НН соответственно на участке времени ,

Реактивная мощность на стороне СН определяется по формуле

Для составления графиков полной мощности необходимо определить реактивную мощность. Реактивную мощность можно определить по формуле

Где - определяется по значению на СН,

Реактивная мощность на стороне НН определяется по формуле

определяется по значению

определяется по значению

Полная мощность, передаваемая через обмотку на СН и НН рассчитывается по формулам



Мощности на стороне ВН подстанции

Полученные значения вносим в таблицы 2, 3, 4. В таблице 2 значения мощностей для зимнего (максимального) режима работы. В таблице 3 значения мощностей для летнего (минимального) режима работы. В таблице 4 значения мощностей для аварийного режима. Аварийным режимом работы будем считать отключение одного трансформатора и КУ при работе подстанции в максимальном режиме.

Таблица 2 - Мощности, протекающие через обмотки трансформаторов в зимний период

Мощность, передаваемая через обмотки тр-ра	Продолжительность ступеней графиков нагрузок по времени
	0-8	8-10	10-14	14-20	20-22	22-24
Pсн, МВт	19,5	19,5	25,5	30	30	24
Qсн, Мвар	11,115	11,115	14,535	17,1	17,1	13,68
Sсн, МВА	22,4	22,4	29,3	34,5	34,5	27,6
Pнн, МВт	15	25	25	25	21,25	21,25
Qпотр, Мвар	6	10	10	10	8,5	8,5
Qку, Мвар	-3,3	-5,5	-5,5	-5,5	-4,675	-4,675
Qнн, Мвар	9,3	15,55	15,55	15,55	13,175	13,175
Sнн, МВА	17,6	29,4	29,4	29,4	25	25
Pвн, МВт	34,5	44,5	50,5	55	51,25	45,25
Qвн, Мвар	20,415	26,615	30,035	45,5	43,175	37,175
Sвн, МВА	40,08	51,85	58,75	71,38	67,01	58,56

Таблица 3 - Мощности, протекающие через обмотки трансформаторов в летний период

Мощность, передаваемая через обмотки тр-ра	Продолжительность ступеней графиков нагрузок по времени
	0-6	6-12	12-18	18 - 20	20 - 24
Pсн, МВт	18	18	24	24	19,5
Qсн, Мвар	10,56	10,56	13,68	13,68	11,115
Sсн, МВА	20,86	20,86	27,62	27,62	22,44
Pнн, МВт	12,5	21,25	21,25	15	15
Qпотр, Мвар	5	10,825	10,825	6	6
Qку, Мвар	-2,75	-4,675	-4,675	-3,3	-3,3
Qнн, Мвар	7,75	15,5	15,5	9,3	9,3
Sнн, МВА	13,46	24,05	24,05	16,15	16,15
Pвн, МВт	30,5	39,25	45,25	39	34,5
Qвн, Мвар	18,31	26,06	36,75	22,98	20,415
Sвн, МВА	35,57	47,11	58,29	45,26	40,08

Таблица 4 - Мощности, протекающие через обмотки трансформаторов в аварийный период

Мощность, передаваемая через обмотки тр-ра	Продолжительность ступеней графиков нагрузок по времени
	0-8	8-10	10-14	14-20	20-22	22-24
Pсн, МВт	19,5	19,5	25,5	30	30	24
Qсн, Мвар	11,115	11,115	14,535	17,1	17,1	13,68
Sсн, МВА	22,4	22,4	29,3	34,5	34,5	27,6
Pнн, МВт	15	25	25	25	21,5	21,25
Qнн, Мвар	9,3	15,5	15,5	15,5	13,175	13,175
Sнн, МВА	17,65	29,4	29,4	29,4	25	25
Pвн, МВт	34,5	44,5	50,5	55	51,25	45,25
Qвн, Мвар	31,7	26,615	30,035	32,6	30,275	26,855
Sвн, МВА	46,8	51,8	58,7	63,9	59,5	52,6



Рис.4 - Зимний график нагрузки

Рис.5 - Летний график нагрузки

Рис.6 - Аварийный график нагрузки

2. Выбор трансформатора связи

Выбор номинальной мощности трансформаторов связи производим на основании рассчитанных суточных графиков мощности через обмотки трансформаторов. Выбираем трансформаторы по мощности наиболее загруженной обмотки в нормальном режиме работы. Выбор номинальной мощности трансформаторов производим по выражению

По справочной литературе выбираем трансформатор ТДТН-63000/110/35

Проверим на перегрузку выбранный трансформатор для зимнего режима работы

;

Проверим на перегрузку выбранный трансформатор для аварийного режима работы

;

Проверим на перегрузку выбранный трансформатор для летнего режима работы

;

По таблице (1.36), определяем при ,,длительность допустимой нагрузки h=12 ч, что больше длительности max на графике, следовательно, нагрузка в указанных пределах допустима.

Таким образом, трансформатор ТДТН-63000/110/35/6 кВ S_ном = 63 МВА удовлетворяет расчетным условиям, следовательно выбран верно.

3. Расчет токов короткого замыкания

Схема замещения для расчета токов короткого замыкания представлена на рисунке 7. Расчет ведем в относительных единицах. Примем за базовую мощность МВА

Рис.7 - Схема замещения

Определим параметры схемы замещения

Сверхпереходное ЭДС источников принимаем по таблице 3.4[1]

Индуктивное сопротивление трансформатора

,

,

,

Сопротивление синхронных компенсаторов

(для синхронного компенсатора)

Сопротивление ЛЭП

Преобразуем схему

Базисный ток на ступени короткого замыкания

Значение периодической составляющей тока КЗ

Значение ударного тока КЗ

Определение тока КЗ в точке К-1



Определим значение периодической составляющей тока КЗ по ветвям

От системы

От синхронных компенсаторов

Суммарное значение апериодической составляющей тока КЗ в точке К-1

Определим значение ударного тока КЗ. Для системы связанной с точкой КЗ воздушными линиями напряжением 110кВ

Определяем ударный коэффициент по таблице 3,8[1]

Т_а=0,02с

Для синхронных компенсаторов по таблице 3,7[1]

Т_а=0,145с

Ударный ток в точке К-1

Определение тока КЗ в точке К-2

Определим значение периодической составляющей тока КЗ по ветвям

От системы

От синхронных компенсаторов

Суммарное значение апериодической составляющей тока КЗ в точке К-1 определяется



Определим значение ударного тока КЗ. Для системы связанной с точкой КЗ воздушными линиями напряжением 35кВ

Определяем ударный коэффициент по таблице 3,8[1]

Т_а=0,02с

Для синхронных компенсаторов по таблице 3,7[1]

Т_а=0,145с

Ударный ток в точке К-2

Определение тока КЗ в точке К-3

Определим значение периодической составляющей тока КЗ по ветвям

От системы:

От синхронных компенсаторов:

Суммарное значение апериодической составляющей тока КЗ в точке К-1

Определим значение ударного тока КЗ. Для системы связанной с точкой КЗ воздушными линиями напряжением 6кВ

Определяем ударный коэффициент по таблице 3,8[1]

Т_а=0,01с

Для синхронных компенсаторов по таблице 3,7[1]

Т_а=0,145с

Ударный ток в точке К-3



Для ограничения тока КЗ на сборных шинах 6кВ установим сдвоенные реакторы в цепи НН трансформатора (рисунок 8)

Рис. 8 - Сдвоенные реакторы в цепи трансформатора

Определим максимальный ток нормального режима в ветви реактора

Определим результирующее сопротивление цепи К-3 при отсутствии реакторов

Выбираем реактор РБСДГ 10-2х1600-0,25У3

Номинальные характеристики реактора представлены в таблице 5

Таблица 5

Тип
РБСДГ 10-2?1600-0,25У3	10	2?1500	49	8	0,25

Результирующее сопротивление цепи КЗ с учетом реакторов

Ом

Фактическое значение периодической составляющей тока КЗ за реактором

Проверим реактор на стойкость в режиме КЗ

Проверим на электродинамическую стойкость

,кА

Реактор выбран верно

Проверим реактор на термическую стойкость

Проверим на остаточное напряжение

Выбранный реактор удовлетворяет выбранным требованиям

4. Определение значение токов КЗ для момента времени Т

В точке К-1

Значения времени отключения определяем по рисунку 3.62 [1]

Значение периодической составляющей от шин неизменного напряжения в системах не изменяется во времени

Определим значение от синхронных компенсаторов по кривым рисунок 3.26 [1] определим отношение

где - ток генераторов в начальный момент времени до КЗ

Суммарное значение периодической составляющей в точке К-1 для момента времени

Значение апериодической составляющей

От системы



От синхронных компенсаторов

Суммарное значение апериодической составляющей тока КЗ в точке К-1

В точке К-2

Значения времени отключения определяем по рисунку 3.62 [1]

Значение периодической составляющей от шин неизменного напряжения в системах не изменяется во времени

Определим значение от синхронных компенсаторов по кривым рисунок 3.26 [1] определим отношение

где - ток генераторов в начальный момент времени до КЗ

,

Суммарное значение периодической составляющей в точке К-2 для момента времени

Значение апериодической составляющей

От системы

От синхронных компенсаторов



Суммарное значение апериодической составляющей тока КЗ в точке К-2

В точке К-3

Значения времени отключения определяем по рисунку 3.62 [1]

Значение периодической составляющей от шин неизменного напряжения в системах не изменяется во времени

Определим значение от синхронных компенсаторов по кривым рисунок 3.26 [1] определим отношение

где - ток генераторов в начальный момент времени до КЗ



Суммарное значение периодической составляющей в точке К-3 для момента времени

Значение апериодической составляющей

От системы

От синхронных компенсаторов

Суммарное значение апериодической составляющей тока КЗ в точке К-3

Таблица 6

Точка КЗ					Источник
К-1	4,71	8,3	4,71	0,016	С
	0,391	1,06	0,266	0,196	КС
	5,14	9,36	5,01	0,212	Общ.
К-2	5,518	4,71	5,518	0,0004	С
	1,312	3,57	0,852	0,4696	КС
	6,83	8,28	6,37	0,47	Общ.
К-3	24,45	47,12	24,45	2,06	С
	8,66	23,566	5,02	1,55	КС
	33,11	70,68	29,47	3,61	Общ.

5. Выбор коммутационных аппаратов РУ

Выбор коммутационных аппаратов РУ 110кВ

Определим максимальный ток в аварийном режиме на шинах 110кВ

Выбираем масляный баковый выключатель МКП-110Б-630-20У1 и разъединитель РНД-110/630У1

Тепловой импульс полного тока КЗ



Проверим выключатель и разъединитель

Таблица 7

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель МКП-110Б-630-20У1	разъединитель РНД-110/630-У1
430	Iном=630А	Iном=630А
4,75	Iотк.ном=20	-
iaф=0.016 кА	Iа.ном=	-
In0=4,75 кА	Iдин=25 кА	-
iу=11,8 кА	iдин=64 кА	iдин=80 кА
Bк=3,94

Выбор коммутационных аппаратов РУ на 35кВ

Выбираем выключатель воздушный ВВУ-35А-40/2000У1 и разъединитель РНД-35/2000У1

Тепловой импульс полного тока КЗ:

Проверяем выключатель и разъединитель. Все расчётные и каталожные данные сведены в таблице 8

Таблица 8.

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВБ-35-1000-20У1	Разъединитель РНД-35/1000У1
Uуст=35 кВ	Uном=35 кВ	Uном=35 кВ
Iмах=1353 А	Iном=2000А	Iном=2000А
inф=5,518 кА	Iотк.ном=40А	-
iaф=0,0004 кА	Iа.ном=	-
In0=5,518 кА	Iдин=40 кА	-
iу=3,57 кА	iдин=40 кА	iдин=80кА
Bк=6,7

Принимаем выбранный выключатель и разъединитель.

Выбор коммутационных аппаратов РУ на 6кВ

Принимаем время действия релейной защиты (с учетом резервной) i_отк=4 с. Тепловой импульс полного тока КЗ:

Выбираем выключатель ВМПЭ-10-1600-20УЗ в цепи сдвоенного реактора и такой же секционный выключатель. Проверяем линейный и секционный выключатель. Все расчётные и каталожные данные сведены в таблице 9.

Таблица 9.

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВМПЭ-10-1600-31,5УЗ
Uуст= 6 кВ	Uном=10 кВ
Iмах=1416 А	Iном=1600 А
inф=24,45 кА	Iотк.ном=31,5А
iaф=2,06 кА	Не нормируется
In0=24,45 кА	Iдин=31,5 кА
iу=29,47 кА	iдин=80 кА
Bк=6,7

В цепи трансформатора на НН наметим к установке разъединитель РВД-10/4000У3

Проверим выбранный разъединитель. Все расчётные и каталожные данные представлены в таблице 10.

Таблица 10.

Расчетные данные	Каталожные данные
	Разъединитель РВД-10/4000У3
Uуст= 6 кВ	Uном=10 кВ
Iмах=2832 А	Iном=4000 А
Iу=70,68 кА	Iдин=180кА
Bк=6,7

Принимаем выбранный разъединитель.

6. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Перечень необходимых измерительных приборов выбираем по таблице 4.11 [4].

Для проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора (таблица 11).

Таблица 11

Прибор	Тип	Класс точности	Потребляемая мощность катушки, В*А
			Напряжение	Ток
Амперметр	Э-351	1,5	-	0,5
Ваттметр	Д-335	1,5	1,5	0,5
Варметр	Д-304	1,5	2	0,5
Счетчик активной энергии	САЗ-И364	1,0	3,0 Вт	2,5
Счетчик реактивной энергии	СРИ-И689	1,5	3,0 Вт	2,5

Трансформатор тока выбирают, исходя из условий:

Uуст?Uном ; Iнорм<I1ном; Imax< I1ном; iуд <Kэдv2I1ном ; iу< iдин ;

В шкафах КРУ серии К-ХХVII применяются трансформаторы ТПШЛ-10-4000-0.5/10Р.

Определим сопротивление приборов:

где S_ПРИБ - мощность, потребляемая приборами, ВА;

- вторичный номинальный ток прибора, А.

Допустимое сопротивление проводов:

R_ПР = Z_2НОМ - R_ПРИБ - R_K

R_ПР = 0,8 - 0,26 - 0,1 = 0,44 Ом

На подстанциях с ВН > 110 кВ применяют кабель с медными жилами. (с=0,0175 Ом/м)

r₂=r_приб+r_пр+r_к=0,26+0,238+0,1=0,598 ом.

q - стандартное сечение 2,5мм²

Трансформаторы тока соединяются в полную звезду, следовательно, l_расч=l=34 по [1] стр.374-375

l=40-40*15/100=34 ,м

Сечение кабеля

где p - удельное сопротивление материала провода.

Согласно ПУЭ по условию механической прочности, сечение медных жил кабеля должно быть не меньше 2,5 мм². Принимаем контрольный кабель ККВГ с жилами сечением 2,5 мм².

Проверяем трансформатор тока

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=6 кВ	Uном=10 кВ
Iмах=2832 А	I1 ном=4000 А
Iу=70,68 кА	Не проверяется
Bк=6,7	(35*4)2*3=58800 кА2*с
R2=0,598 ом	R2ном=0,8

Схема подключения приборов на стороне СН АТ аналогична схема подключения на стороне НН.

Выбираем трансформатор тока ТФЗМ 35А/У1

r₂=1,2 ом в классе точности 0,5: i_дин=62 кА, I_тер=16 кА, t_тер=3 с,

Допустимое сопротивление проводов:

r_пр=1,2-0,26-0,1=0,84 ом

Принимаем кабель КВВГ с жилами сечения 2,5 мм²

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=35 кВ	Uном=35 кВ
Iмах=1416 А	I1 ном=5000 А
iу=8,28 A	iдин=62 кА
Bк=6,7	162*3=768 кА2*с
R2=0.7 ом	R2ном=1,2

Принимаем выбранный трансформатор тока

На стороне ВН намечаем к установке трансформатор тока ТФЗМ 110Б-1-400-0,5/10Р

r₂=1,2 ом, i_дин=84 кА, I_тер=9 кА, t_тер=3 с.

Таблица

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=110 кВ	Uном=110 кВ
Iмах=430 А	I1 ном=900 А
iу=9,36 кA	iдин=84 кА
Bк=3,94	92*3=243 кА2*с

Принимаем выбранный трансформатор тока

Выбор трансформатора напряжения для сборных шин 6 кВ

Прибор	Тип	Мощность первичной обмотки	Число обмоток	cos ц	sin ц	Число приборов	Общая потребляемая мощность
							P, Вт	Q, вар
Вольтметр (Сборные шины)	Э-335	2	1	1	0	2	4	-
Ваттметр	Ввод 10 кВ	Д-335	1,5	2	1	0	1	3	-
Варметр		Д-304	2	2	1	0	1	4	-
Счетчик активной энергии		И-674	3	2	0,38	0,925	1	6	14,5
Счетчик реактивной энергии		И-689	3	2	0,38	0,925	1	6	14,5
Итого:							23	29

Выбираем трансформатор напряжения НТМИ-10-1УЗ: U=10 кВ, S_ном=50 В*А в классе точности 0,5

ВА

Таким образом, выбранный трансформатор будет работать в классе точности 0,5. Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем по условию механической прочности контрольный кабель КРВГ с сечением жил 1,5 мм².

7. Выбор токоведущих частей РУ

Выбор токоведущих частей РУ 110 кВ

Согласно ПУЭ сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, поэтому принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах.

Согласно ПУЭ наименьшее допустимое сечение провода по условию короны должно быть равно 240 мм² . По [1] табл. П3.3 выбираем провод

АС-400/64: I_доп=860 А; q=400 мм²; d=27,7 мм. Принимаем, что фазы расположены горизонтально, с расстоянием между ними - 300 см

Проверка на схлестывание не производится, так как по I⁽³⁾_ПО<20 кА

Проверка на термическое действие тока КЗ не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверим по условию короны.

Начальная напряженность:

где m=0,82 - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности проводов; r₀ - радиус провода

Напряженность вокруг провода:

где U - линейное напряжение, кВ;

D_ср=1,26D - среднее геометрическое расстояние между проводами, см

D_ср=1,26·300=387 см

Условие образования короны:

1,07Е?0,9Е₀

1,07·11,54 = 12,35 кВ / см < 0,9·31,1 = 28кВ / см

Ошиновку от выводов трансформатора до сборных шин выполняем проводом марки АС. Выбираем сечение по экономической плотности тока:

где J_э=1,3 А/мм² (по табл.7.2 [1])

По условию короны провод должен быть сечением, не менее 240 мм². Выполняем ошиновку проводом АС-400/64. Расстояние между фазами принимаем 300 см. Проверим провод по допустимому току:

I_доп=860 А > I_МАХ=430 А

Проверку на термическую стойкость не производим, так как пучок гибких неизолированных проводов имеет большую поверхность охлаждения. Проверку на электродинамическое действие тока КЗ не производим, так как I⁽³⁾_ПО<20 кА.

Выбор токоведущих частей РУ 35 кВ

Определим I_max и I_норм

По табл. П3.5 [1] выбираем шины алюминиевые коробчатого сечения 2(75*35*5,5) общим сечением 2*695 мм²; I_доп=2670 А

С учетом поправочного коэффициента на температуру:

где И_доп=70 ^оС для неизолированных проводов и окрашенных шин;

И_0.ном=25 ^оС;

И₀=+30 ^оС

И₀ - действительная температура окружающей среды

I_доп=2670·0,943=2509 А

I_доп> I_мах

Проверку шин на термическую стойкость не производим, так как I⁽³⁾_ПО<20 кА. Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции, поэтому расчет производим без учета колебательного процесса в механической конструкции. Принимаем, что шины соединены жестко по всей длине сварным швом. Шины расположены вертикально: W_ф=W_у0-у0=30,1 см². Сила взаимодействия между фазами:

где l - длина пролета между изоляторами (принимаем l=2 м); б=0,5 м.

МПа < МПа, следовательно, шины механически прочны.

Выбор токоведущих частей РУ 6 кВ

В закрытых РУ 6-10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. При токах до 3000А применяются одно- и двухполюсные шины. Выше 3000А - шины коробчатого сечения. Согласно ПУЭ (§1. 3. 28) проверка сборных шин и ошиновка в пределах РУ по экономической плотности тока не выбираются. Выбор производим по допустимому току.

По табл. П3.5 [1] выбираем шины алюминиевые коробчатого сечения 2(150*65*7) общим сечением 2*1785 мм²; I_доп=5650 А

С учетом поправочного коэффициента на температуру:

I_доп=5650·0,943=5328 А

I_доп> I_мах

Проверку шин на термическую стойкость не производим, так как I⁽³⁾_ПО<20 кА

Шины коробчатого сечения обладают большим моментом инерции, поэтому расчет производим без учета колебательного процесса в механической конструкции. Принимаем, что шины соединены жестко по всей длине сварным швом. Шины расположены вертикально:

W_ф=W_у0-у0=167 см².

МПа < Мпа,

следовательно, шины механически прочны.

 Заключение

В соответствии с исходными данными для курсового проекта была спроектирована трансформаторная подстанция на напряжение 110/35/6 кВ. На подстанции установлены два трехобмоточных трансформатора мощностью 63000 кВА. На основе проведенных расчетов спроектирована и разработана принципиальная схема подстанции для которой было выбрано основное и вспомогательное оборудование.

Список литературы

Рожкова Л.Д., Козулин В.Г. Электрооборудование станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 2002 г

Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 2000 г

Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 2001г. - 640 с.

Размещено на Allbest.ru