Электрические сети сельскохозяйственного назначения

Обоснование строительства подстанции сельскохозяйственного назначения ПС "Кочетовка"; расчетная нагрузка, карта-схема развития электрической сети. Правила устройства электроустановок, повышение надежности электроснабжения потребителей при проектировании.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 19.08.2011
Размер файла 2,0 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.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

К электрическим сетям сельскохозяйственного назначения относятся сети, на которых электрические нагрузки сельскохозяйственных потребителей составляют 50% и более от полных расчетных нагрузок. Электрические сети сельскохозяйственного назначения являются частью электрических систем.

В настоящее время осуществляется электроснабжение сельских потребителей, которое характеризуется высоким уровнем электрификации бытовых нужд сельского населения, а также более качественным и надежным электроснабжением сельских потребителей.

Для внешнего электроснабжения потребителей в сельской местности используются высоковольтные электрические сети напряжением 6/10/35/110 кВ.

Выполненные институтом «Сельэнергопроектом» исследования показали, что экономически целесообразно сохранить существующую систему напряжений электрических сетей, а именно 110/35/10/0,38 кВ. с подсистемами 110/10/0,38 и 110/35/0,38 кВ.

Системы 110/35/10 кВ. перспективна и гибка, она обеспечивает возможность осуществления глубоких вводов и переходов в дальнейшем к более широкому внедрению подсистем 110/35/0,38 кВ. и соответствует тенденции укрупнения населенных пунктов в сельской местности и концентрации сельскохозяйственного производства и объектов по переработке сельхозсырья, и, следовательно, и электрических нагрузок.

Намечается тенденция сооружения в каждом административном районе подстанции 110/35/10кВ., а в каждом крупном сельскохозяйственном предприятии подстанции 35/10 или 110/10 кВ.

Строительство подстанции 110/35/10 кВ. «Кочетовка» вызвано ростом нагрузок и необходимостью повышения надежности электроснабжения потребителей. Рост нагрузок объясняется в основном применением электроэнергии в малых перерабатывающих сельскохозяйственную продукцию предприятиях и отопления личных домовладений, а также появлением новых достаточно крупных потребителей.

При выполнении проекта использованы следующие материалы:

1. Карта схема существующих электрических сетей 10-35-110 кВ. РЭС.

2. Схема развития электрических сетей 35-110кВ. в сельской местности Тамбовской области на 2005 г.

3. Правила устройства электроустановок и другие действующие нормативные материалы, данные типовых проектов.

1. Электрическая часть

1.1 Краткая характеристика объекта проектирования

Объектом проектирования является подстанция сельскохозяйственного 110/35/10 кВ назначения для электроснабжения части Мичуринского района Тамбовской области.

Проектируемая подстанция присоединяется к сети 110 кВ подстанции «Барыш-220» ответвлением от двухцепной линии 110 «Барыш-220» - «Механический завод».

Расчетная нагрузка ПС «Кочетовка» составляет 18 МВт. Распределение нагрузки по отходящим фидерам показано в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Распределение нагрузки

№ Воздушной линии

1

2

3

4

5(35кВ)

Расчетная нагрузка, кВт.

4000

3500

3200

4300

3000

От проектируемой подстанции планируется питать следующих потребителей: село Радостное, село Заводское, село Турмасово, село Ранино и прочих потребителей.

Питание района также можно осуществить от второго источника питания ПС «Кочетовская» 35/10 кВ по ВЛ 10 кВ.

1.2 Обработка графиков нагрузок потребителей

Суточные графики нагрузок в относительных единицах приведены на рисунках 1.1 и 1.2.

Рисунок 1.1- Суточный график в относительных единицах

Рисунок 1.2 - Суточный график в относительных единицах

Пунктирной линией представлены летние графики, сплошной линией зимние графики.

Продолжительность летнего периода принимаем 182 суток, зимнего 183.

Распределение нагрузки между СН и НН:

Smax 10 = 15000 кВА;

Smax 35 = 3000 кВА.

где Smax - максимальная нагрузка.

Коэффициент участия потребителей I и II категории KI-II=0,2;

коэффициент мощности Соsц= 0,8.

Находим активную максимальную мощность Pmax,кВт

Pmax = Smax Соsц (1.1)

Для НН Pmax = 15000 Ч 0,8=12000 кВт;

Для СН Pmax = 3000 Ч 0,8=2400 кВт;

По зимнему суточному графику вычисляем коэффициент нагрузки Кн.:

(1.2)

где - количество электроэнергии потребляемое за сутки, МВт.ч.

, (1.3)

где - продолжительность нагрузки, ч.

Для НН

=12000(1Ч4+0.9Ч8+0.8Ч2+0.6Ч2+0.9Ч4+0.4Ч4) = 230.4МВт;

Кн.нн. =

Для СН

.=2400(1Ч4+0.9Ч8+0.8Ч2+0.6Ч4+0.9Ч4+0.5Ч6) = 43.68МВт;

Кн.сн =

Построение суточных графиков нагрузок на ВН показаны на рисунках 1.3,1.4.Годовые графики по продолжительности нагрузок - соответственно для ВН,СН,НН на рисунках 1.5, 1.6, 1.7.

По годовым графикам вычисляем количество электроэнергии потребляемое за год:

, кВт. ч; (1.4)

Среднегодовую нагрузку:

, МВт; (1.5)

Коэффициент заполнения:

; (1.6)

Продолжительность использования максимальной нагрузки:

, ч; (1.7)

Время потерь максимума ф для каждого напряжения:

ф =, ч; (1.8)

Используя формулы (1.4-1.8) находим числовые показатели.

Для ВН:

=14.8Ч750+13.95Ч375+13.65Ч1125+12.55Ч380+12 Ч

Ч2250+11.35Ч376+9.65Ч3.85+8.15Ч380+7.73Ч375+6.4Ч1250+5.7Ч375+4

9 Ч Ч1120=93060.6 МВт.ч;

=10.623 кВт;

Рисунок 1.3 - Суточный график (лето)

Рисунок 1.4 - Суточный график (зима)

Рисунок 1.5 - Годовой график по продолжительности нагрузок на ВН

Рисунок 1.6 - Годовой график по продолжительности нагрузок на СН

Рисунок 1.7 - Годовой график по продолжительности нагрузок на НН.

0.71;

= 0.71Ч 8760 = 6220 ч;

ф ==4876, ч;

Для СН:

= 2.4Ч750+2.25Ч1875+2.05Ч3062.5+1.45Ч380+1.2 Ч

Ч2000+0.95Ч1250=16435.375 МВт.ч;

=1.876 кВт;

0.78;

= 0.78Ч 8760 = 6847 ч;

ф = =45729, ч;

Для НН:

= 12Ч750+11Ч937+10Ч1469+6.9Ч375+6Ч

Ч625+5Ч625+4Ч1250=48459.5 МВт.ч;

=5.53 кВт;

= 0.46;

= 0.46Ч 8760 = 4038 ч;

ф = =2440, ч;

1.3 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на проектируемой подстанции

НА проектируемой подстанции предусматриваем установку двух трансформаторов, для обеспечения резервирования потребителей по условию надежности электроснабжения.

При установке на подстанции 2-х трансформаторов расчетным режимом является отказ одного из трансформаторов, когда оставшийся в работе, с учетом аварийной перегрузки должен передать всю необходимую мощность:

где =1,4коэффициент допустимой аварийной перегрузки ГОСТ 14209-85.

ТДТН-25000/110

ТДТН-16000/110

Sт.ном.1=

25

МВА

Sт.ном.2=

16

МВА

Uвн=

115

кВ

Uвн =

115

кВ

Uсн=

38,5

кВ

Uсн=

38,5

кВ

Uнн=

11

Uнн=

11

Uк%=

10,5

Uк %=

10,5

Iхх%=

1

Iхх%=

0,8

?Рхх=

17

кВт

?Рхх=

21

кВт

?Рк=

76

кВт

?Рк-

100

кВт

1 вариант

2 вариант

Кэк=

0,08

Qх=

100

128

Р'х=

25

31,24

Qкз=

1050

1680

Р'кз=

160

234,4

Потери электроэнергии в трансформаторах определяются по формуле:

?W=

n = 2

Smax = 15МВА

ф = 4876 ч/год

?W 1 = 1 315 694.40кВч/год

?W 2 = 1 049 599.13кВч/год

1.3.1 Технико-экономический расчет проведем использованием интегральных показателей

Интегральные показатели экономической эффективности и их использование.

Сравнение различных вариантов схем электроснабжения проектируемого объекта и их напряжений, числа и мощности трансформаторов на ГПП и цеховых ТП, сечений проводников ЛЭП и выбор лучшего из них рекомендуется производить с использованием интегральных показателей относительной экономической эффективности.

При сравнении различных проектов (вариантов проекта) они должны быть приведены к сопоставимому виду.

К числу интегральных показателей экономической эффективности относятся [3]:

- интегральный эффект, или чистый дисконтированный доход (ЧДЦ);

- индекс доходности (ИД);

- внутренняя норма доходности (ВНД).

Интегральный эффект (Эинт) определяется как сумма текущих (годовых) эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).

Величина интегрального эффекта Эинт (чистого дисконтированного дохода) вычисляется по формуле:

где - результат (доходы), достигаемый на 1-м шаге расчета;

- затраты (без капитальных), осуществляемые на 1-м шаге расчета;

Т - продолжительность расчетного периода, или горизонт расчета (принимается по согласованию с руководителем проекта);

- коэффициент дисконтирования:

где Е - норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал (принимается по рекомендации консультанта);

t - номер шага расчета, как правило, по годам, начиная с момента начала осуществления проекта.

Величина дисконтированных капиталовложений

где - сумма дисконтированных капиталовложении;

- капиталовложения на t-м шаге.

Индекс доходности (ИД)представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений:

Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта ЕВН при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям. Иными словами, ЕВН (ВНД) является решением уравнения.

Если расчет интегрального эффекта (ЧДД) проекта дает ответ на вопрос, является он эффективным или нет при заданной норме дисконта Е, то ВНД проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. В случае, когда ВНД равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, капиталовложение в данный проект оправдано.

Срок окупаемости - минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект (ЧДД) становится неотрицательным. Иными словами, это период (измеряемый в годах или месяцах), после которого первоначальные вложения и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления. Сроком окупаемости находится графически после определения интегральных эффектов.

Показания финансовой эффективности

После определения интегральных показателей экономической эффективности проекта необходимо оценить финансовое состояние предлагаемого проекта (вариантов проекта). В качестве критериев финансовой оценки используется рентабельность продукции.

Рентабельность производства определяется по формуле:

где Пв - валовая прибыль от производственно-хозяйственой деятельности по годам расчетного периода Т, тыс.руб./год;

- стоимость производственных фондов, тыс.руб.;

Т - период ввода объекта в эксплуатацию.

Рентабельность продукции вычисляется по формуле:

где -чистая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности t-го года, тыс. руб./год;

- выручка от реализации t-го года, тыс. руб./год;

В дополнение к стоимостным показателям в оценке эффективности проекта следует использовать производительность труда, удельные расходы и потери энергии.

Исходные данные.

1. При определении капиталовложений в энергообъекты были использованы справочные материалы для курсового и дипломного проектирования.

2. Норма доходности рубля (норма дисконта) принимается согласно среднего процента по банковским кредитам (Е=10%=0.01)(рекомендации консультанта).

3. В работе использован прогноз тарифов на электроэнергию с 2006 по2018 год (данные Волжское МРК)

4. При определении затрат на обслуживание 6% от капиталовложений (рекомендации консультанта).

5. Горизонт расчета (период, за который определяются будущие расходы и доходы) определяется исходя из следующих факторов:

а) сроков строительства, эксплуатации и ликвидации объекта;

б) нормативных сроков службы технологического оборудования;

в) ожидаемой массы прибыли и т.д.

6. Сроком строительства подстанции принят 3 года. Капиталовложения в энергообъект распределены по годам строительства следующим образом:

1 год - 20%

2 год - 40%

3 год - 40%

7Капиталовложения в первый вариант экономичной мощности трансформаторов на подстанции составляют К1=33966 тыс.руб., соответственно К2=42624 тыс.руб.

?W1=1315,69 тыс.кВт ?W2=1049,59 тыс.кВт

Результаты расчета технико-экономических показателей по вариантам представлены в таблицах 1.3 и1.4. Графическое определение сроков окупаемости проектов показано на рисунках 1.8 и1.9. Технико-экономическое обоснование варианта экономической мощности показано в таблице 1.5.

Таблица 1.5

Технико-экономическое обоснование сравниваемых вариантов электроснабжения

Показатели

Единица измерения

Вариант 1

Вариант 2

Напряжение

кВ

110

110

Мощность

МВА

2 Ч 16

2 Ч 25

Интегральный эффект

тыс. руб.

53736,27

42264,10

Индекс доходности - ИД

1,32

0,83

срок окупаемости

лет

6,38

7,95

На основании анализа экономической эффективности принимаем к реализации вариант 1 экономичной мощности трансформаторов (2Ч16МВА),т.к.

53736,27т.р 42264,10т.р.

1.4 Выбор главной схемы подстанции

Проектируемая ПС «Кочетовка» 110/35/10 кВ является ответвительной двухтрансформаторной подстанцией сельскохозяйственного назначения. Питание производится от двухцепной ВЛ, присоединенной глухим ответвлением к линии 110кВ ПС «Барыш 220» - «Механический завод».

Согласно требованиям ПУЭ сооружение подстанции напряжением 35-220 кВ преимущественно выполняется по упрощенным схемам, без выключателей и сборных шин на высшем напряжении.

На ВН для ответвительных подстанций рекомендуются схемы с отделителями и. короткозамыкателями. При этом мощность трансформаторов ограничивается номинальными токами отделителей: 630 А при напряжении 110 кВ.

Вычисляем величину тока в цепи трансформатора:

(1.9)

где - номинальная мощность устанавливаемого трансформатора, кВ А;. номинальное напряжение трансформатора, кВ

На стороне среднего и низшего напряжений применяем одиночную секционированную систему сборных шин. Секционирование сборных шин позволяет удовлетворять требованиям надежности. Расширение РУ осуществляется заполнением резервных ячеек.

С учетом изложенного выше, в соответствии с «Нормами технологического проектирования подстанций с высшим напряжением 35-750 кВ» и «Рекомендациями по учету требований надежности электроснабжения потребителей при проектировании электрических сетей сельскохозяйственного назначения», принимаем комплектного изготовления завода «Электрощит», типа 2 КТПБ 11 0/3 5/1 0-4-2- 16000-47У1, РУ 1 10 кВ выполнено по схеме два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии 1 10 кВ, а РУ 10 кВ - по схеме одна секционированная выключателем система шин с линейными ячейками, которое комплектуется шкафами КРУН серии К-47.

Выбранная главная схема электрических соединений представлена на рисунке 1.8.

Питающая линия ПС «Барыш» - ПС «Кочетовка» 110 кВ является двухцепной - W1, W 2. Для большей гибкости схемы цепи соединены неавтоматической перемычкой из двух разъединителей QS2 и QS3. В нормальном режиме один из разъединителей перемычки должен быть отключен.

Например, если линия W 1 выведена в ремонт, а трансформатор Т 2 неисправен, то действиями дежурного персонала, или оперативно - выездной бригадой отключается линейный разъединитель QS1. Включается разъединитель в перемычке, и трансформатор Т 1 ставится под нагрузку включением выключателей Q 5, Q1 и Q 6.

Выбранная схема обеспечивает надежность электроснабжения потребителей, обеспечивает возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ без нарушения электроснабжения потребителей.

В перспективе с ростом электрических нагрузок возможно увеличение проектируемой подстанции действующих ячеек РУ.

Рисунок 1.8 - Упрощенная принципиальная схема электрических соединении.

1.5 Расчет токов короткого замыкания

1.5.1 Расчет токов КЗ для выбора электрооборудования, и токоведущих частей

Расчет токов КЗ производится для выбора электрических аппаратов, шин, кабелей и изоляторов в аварийном режиме, выбора средств ограничения токов КЗ, а также для проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики. Расчетная схема 3-х фазного КЗ представлена на рисунке 1.9.

Рисунок 1.9 - Расчетная схема

Т: ТДТН - 16000/110; ,

С:

Схема замещения приведена на рисунке 1.10. Расчет ведем в относительных единицах приближенным методом: Базисные условия:

Рассчитываем сопротивление схемы замещения: Сопротивление системы

(1.10)

где SБ - базисная мощность, МВА

Sн - мощность короткого замыкания, МВА

Сопротивление обмоток трансформатора Xтв, Xтс, Xтн:

Рисунок 1.10 - Схема замещения.

Рассчитываем токи КЗ в точке К1

Схема замещения для расчета представлена на рисунке 1.11

Рисунок 1.11 -- Схема замещения

Начальное значение апериодической составляющий тока КЗ

где . - Результирующие сопротивление для данной точки КЗ в относительных единицах.

Ударный ток КЗ Iу:

где - ударный коэффициент

где - постоянная времени затухания стериодической составляющей тока КЗ, с.

Принимаем = 0,02с [2]; In,t = const[1]

Расчетное время для выбора коммутационной аппаратуры ф:

где tсв.- собственное время отключения выключателя с приводом, с. Апериодическая составляющая тока КЗ:

Расчетное время для проверки оборудования на термическую стойкость tрасч:

где - время действия основной защиты ближайшего выключателя, принять = 0.2 с.

- полное время отключения выключателя, с.

Находим выше перечисленные величины по формулам (1.14 - 1.20).КЗ в точке К1:

КЗ в точке К2 (К3):

Схема замещения и эквивалентная схема представлены на рисунках 1.12 и 1.13.

Дальнейший расчет аналогичен, что результаты сведены в таблицу 1.6

Таблица 1.6

Результаты расчетов токов КЗ

Место

ф/T

In.o

Iy

IЬф

IЬ.t

КЗ

кА

кА

кА

кА

с/с

110кВ

0,07

1,79

4,04

0,13

3104

0,18

35 кВ

0,06

0,18

5,25

1,188

0,59

15,5-10

10 кВ

0,08

0,195

3,72

8,42

1,52

2,99-10

Анализ полученных значений показывает, что установки реакторов для ограничения токов короткого замыкания не требуется.

Рисунок 1.12- Схема замещения

Рисунок 1.13 -Эквивалентная схема замещения

1.5.2 Расчет токов КЗ для проектирования

Для расчета токов короткого замыкания при проектировании релейной защиты и автоматики необходимо составить схемы замещения прямой, обратной и нулевой последовательности.

Рисунок 1.14 - Схема замещения прямой последовательности

Находим XУ для каждой точки КЗ.

Схема замещения обратной последовательности отличается от схемы замещения прямой последовательности тем, что ЭДС = 0. Параметры схемы не изменились.

Составляем схему замещения нулевой последовательности. Она приведена на рисунке 1.15.

Так как действительный полный ток в месте КЗ пропорционален току прямой последовательности в месте КЗ, модуль фазного тока в месте любого (п) несимметричного КЗ можно представить в общем виде.

Для двухфазного КЗ:

Для однофазного КЗ

В итоге, согласно формулам (1.21) - (1.23) и умножая полученные значения на базисный ток, получаем значения тонов КЗ для каждой точки. Результаты расчетов токов КЗ сведены в таблицу 1.7.

Таблица 1.7

Результаты расчетов КЗ

Точка

I(3)

I(2)

3I0

Режим

КЗ

Ом

кА

кА

кА

1

12,5

5,3

4,610

3,6

Максимальный

161,5

0,412

0,358

--

Средний

2

273,5

0,28

0,244

--

Минимальный

250,5

0,265

0,23

--

Максимальный

267,5

0,248

0,215

--

Средний Минимальный

3

0,180.149

0,1570.129

--

Рисунок 1.15 - Схема нулевой последовательности

1.6 Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей.

В РУ 10кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Согласно 1.328 ПУЭ [4] с, сборные шины и ошиновка в пределах РУ по экономической плотности тока не выбирается, поэтому выбор производится по допустимому току IДОП.

Imax ? IДОП (1.24)

Ток в цепи 10кВ:

Принимаем шины алюминиевые 608, 1доп =1025А[з]

Условие (1.24) выполняется. Выбираем однополосные шины 608мм, Iдоп.ном =1025А, g

Проверяем шины на термическую стойкость при КЗ по условию

(1.25)

где g min - минимальное сечение по термической стойкости, мм2;. g - выбранное сечение, мм2

где В к - тепловой импульс, кА2 -с,.. с - постоянная

с=91 -для алюминиевых шин, =0,02с, по таблице 1.17

Условие (1.25) выполняется, выбранные шины проходят по термической стойкости.

Для проверки шин на электродинамическую стойкость проводим механический расчет. Наибольшее удельное усилие, действующее на среднюю фазу при трехфазном токе КЗ:

где а - расстояние между соседними фазами, м.

Напряжение в материале однополюсной шины:

где W- момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярно действию усилия, смі;

L - длина пролета между опорными изоляторами вдоль шинной конструкции, м;

При расположении шин плашмя

где b - ширина шины, см;

h- высота шины, см;

Для алюминиевых шин =82.3 МПа.

Условие (1.31) выполняется, выбранные шины проходят по электродинамической стойкости..

Сборные шины выбираем по условию (1.24), I = 1000А

Проверка проводится аналогично.

Выбираем шины на отходящих фидерах.

(1.32)

где n - количество отходящих фидеров,n =2,следовательно

Сечение шин выбираем по экономической плотности:

Принимаем однополосные алюминиевые шины сечением 480 ммІ, размером 60Ч8 мм.

Проверка аналогична, шины проходят по термической и электрической стойкости.

Выбираем изоляторы шинных конструкций. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по условиям:

по номинальному напряжению:

(1.34)

где - напряжение установки.

по допустимой нагрузке на головку изолятора:

(1.35)

где Fрасч. - сила действующая на изолятор.

(1.36)

где - разрушающая нагрузка на изгиб, н.

(1.37)

Принимаем опорные изоляторы ОФ - 10-375

Uном=10кВ; Fразр=3750, н.

Fдоп. = 0.63750=2250, н.

Условия (1.34) и (1.35) выполняются.

На 110 кВ принимаем провод марки АС - 120/19, d =118 мм2

Проверка сечения провода на нагрев

Провод проверке по Iдоп. Удовлетворяет условие выбора.

Проверка на термическое действие тока КЗ выполняется по (1.25 - 1.27)

Условие выполняется провод проходит по термической стойкости. Проверка по условиям короны не производиться, так как согласно требованиям ПУЭ [4], минимальное сечение линий 110 кВ 70 мм2

Выбор гибких шинопроводов для соединения трансформаторов с РУ 10 кВ и РУ 35 кВ проводится аналогично.

1.6.2 Выбор электрических аппаратов

1.6.2.1 Выбор высоковольтных выключателей

Выбор выключателей производим в табличной форме. Выбор выключателей на 10 кВ произведен в таблице 1.8. Принимаем выключатель типа ВК - 10 -20У2, 1000 А, 10 кВ. Выбор выключателей на отходящих фидерах 10 кВ приведен в таблице 1.9. Выбор выключателей на 35 кВ произведен в таблице 1.10. Принимаем масляные баковые выключатели типа С-35М-630- 10У1. Таблица 1.8.- Выбор выключателей 10 кВ.

Расчетные данные

Каталожные данные ВК-10-20У2

Условия выбора

U уст, ном

10кВ

U а, ном

10кВ

U а, ном ? Uуст, ном

I раб.max

880А

I а.ном

1000А

I а.ном ? Iраб.max

I n,t

3.72кА

I 0.ном

20 кА

I 0.ном ?I n,t

I n,t +J a,t

5.26 кА

v2·I 0 ном ·(1+вном)

28.3 кА

v2·I 0 ном ·(1+вном) ? In,t +J a,t

Iґґ

3.72 кА

I пр,с

20кА

I пр,с ? Iґґ

J іy

8.42 кА

J пр,с

52 кА

J пр,с ? J іy

Bk

13.69*10 і кАІ.с

IІT · t T

20 І · 4 кА І.с

IІT · t T ? Bk

Привод ПП-67

Таблица 1.9

Выбор выключателей на отходящих фидерах

Расчетные данные

Каталожные данные ВК-10-20У2

Условия выбора

U уст, ном

10кВ

U а, ном

10кВ

U а, ном ? Uуст, ном

I раб.max

440.4А

I а.ном

1000А

I а.ном ? Iраб.max

I n,t

3.72кА

I 0.ном

20 кА

I 0.ном ?I n,t

I n,t +J a,t

5.26 кА

v2·I 0 ном ·(1+вном)

28.3 кА

v2·I 0 ном ·(1+вном) ? In,t +J a,t

Iґґ

3.72 кА

I пр,с

20кА

I пр,с ? Iґґ

J іy

8.42 кА

J пр,с

52 кА

J пр,с ? J іy

Bk

13.69 ·10 і кАІ.с

IІT · t T

20 І · 4 кА І.с

IІT · t T ? Bk

Привод ПП - 67

Таблица 1.10

Выбор выключателей 35 кВ

Расчетные данные

Каталожные данные ВК-10-20У2

Условия выбора

U уст, ном

35 кВ

U а, ном

35кВ

U а, ном ? Uуст, ном

I раб.max

264.2А

I а.ном

1000А

I а.ном ? Iраб.max

I n,t

5.25кА

I 0.ном

10 кА

I 0.ном ?I n,t

I n,t +J a,t

0.74 кА

v2·I 0 ном ·(1+вном)

17.68 кА

v2·I 0 ном ·(1+вном) ? In,t +J a,t

Iґґ

5.25 кА

I пр,с

10 кА

I пр,с ? Iґґ

J іy

1.18 кА

J пр,с

26 кА

J пр,с ? J іy

Bk

2 кАІ.с

IІT · t T

10 І · 3 кА І.с

IІT · t T ? Bk

1.6.2.2 Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

Выбор производим в табличной форме. Выбор разъединителей на 35кВ приведен в таблице 1.11. Выбираем по номинальному току, напряжению, по конструкции и проверяем на электродинамическую и термическую стойкость.

На 110кВ принимаем трехполюсные разъединители типа РНДЗ-2-110/1000У1 и однополюсные типа РНДЗ- 1-110/1000У1. Выбор произведен в таблицах 1.12 и 1.13.

Таблица 1.11

Выбор разъединителей 35кВ

Расчетные данные

Каталожные данные РНД3-2-35/1000УХЛ1

Условия выбора

Uн, уст

35кВ

Uн,а

35кВ

Uн,а ? Uн, уст

I раб,max

264.2А

I н,а

1000 А

I н,а ? I раб,max

Jіy

1.18 кА

J пр,с

80 кА

J пр,с ? Jіy

Bk

2 кАІ.с

IІT · tT

31.5І· 4кАІ.с

IІT · tT ? Bk

Привод ПРН - 220М

Таблица 1.12

Выбор разъединителей перемычки 110 кВ

Расчетные данные

Каталожные данные РНД3-2-35/1000УХЛ1

Условия выбора

Uн, уст

110 кВ

Uн,а

110 кВ

Uн,а ? Uн, уст

I раб,max

80.4А

I н,а

1000 А

I н,а ? I раб,max

Jіy

4.04 кА

J пр,с

80 кА

J пр,с ? Jіy

Bk

3.2 кАІ.с

IІT · tT

31.5І· 4кАІ.с

IІT · tT ? Bk

Привод ПРН- 220М

Таблица 1.13

Выбор разъединителей перемычки 110 кВ

Расчетные данные

Каталожные данные РНД3-2-35/1000УХЛ1

Условия выбора

Uн, уст

110 кВ

Uн,а

110 кВ

Uн,а ? Uн, уст

I раб,max

80.4А

I н,а

1000 А

I н,а ? I раб,max

Jіy

4.04 кА

J пр,с

80 кА

J пр,с ? Jіy

Bk

3.2 кАІ.с

IІT · tT

31.5І· 4кАІ.с

IІT · tT ? Bk

Привод ПРН - 220М

Отделитель на 110кВ выбираем по номинальному напряжению, току и проверяем на электродинамическую и термическую стойкость. Выбор произведен в таблице 1.14

Короткозамыкатели выбираем по номинальному напряжению и проверяем на электродинамическую и термическую стойкость таблица 1.15

Таблица 1.14

Расчетные данные

Каталожные данные РНД3-2-35/1000УХЛ1

Условия выбора

Uн, уст

110 кВ

Uн,а

110 кВ

Uн,а ? Uн, уст

I раб,max

80.4А

I н,а

1000 А

I н,а ? I раб,max

Jіy

4.04 кА

J пр,с

60 кА

J пр,с ? Jіy

Bk

3.2 кАІ.с

IІT · tT

31.5І· 4кАІ.с

IІT · tT ? Bk

Выбор отделителя на 110 кВ

Привод ПРО 1-Л1. ПР-У1

Таблица 1.15

Выбор короткозамыкателей

Расчетные данные

Каталожные данные РНД3-2-35/1000УХЛ1

Условия выбора

Uн, уст

110 кВ

Uн,а

110 кВ

Uн,а ? Uн, уст

Jіy

4.04 кА

J пр,с

80 кА

J пр,с ? Jіy

Bk

3.2 кАІ.с

IІT · tT

31.5І· 4кАІ.с

IІT · tT ? Bk

Привод ПРК - 1· Л1

1.6.2.3 Выбор вентильных разрядников

Для защиты электрооборудования подстанции от перенапряжений устанавливаем вентильные разрядники, их характеристики приведены в таблице 1.16

Тип вентильных разрядников выбираем по показателям напряжения

Таблица 1.16

Выбор вентильных разрядников

Тип

разрядника

Напряжение, кВ

Номинальное

Наибольшее

допустимое

Пробивное

в сух../п..д

Импульсное

прибивное

Остающееся

3

5

10

РВО - 10

10

12.7

26/30.5

48

43

45

--

РВМ - 35

35

40.5

75/90

116

97

105

116

РВМГ-- 110

110

100

170/195

260

245

265

295

1.6.3 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

1.6.3.1 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираем по номинальному напряжению, номинальному первичному току, номинальному вторичному току; роду установки, конструкции. классу точности, вторичной нагрузке, а проверяем на электродинамическую и термическую стойкость.

Наметив места установки и состав измерительных приборов, вычисляем вторичную нагрузку трансформаторов тока таблица 1.17.

де - суммарное сопротивление последовательных катушек приборов и реле,Ом;

- активное сопротивление соединительных проводов, Ом;

-сопротивление всех контактов (принимаем 0,1 Ом).

Мощность вторичной цепи:

(1.41)

Для того чтобы выбираемый трансформатор тока работал в необходимом классе точности, должно быть соблюдено условие:

где- номинальная вторичная мощность или сопротивление ТТ рассматриваемого класса точности.

Сечение соединительных проводов находим по формуле:

где - удельное сопротивление материала провода,

l- расчетная длина провода.

Выбор ТТ в цепи 110кВ силового трансформатора произведен в таблице 1.18

Таблица 1.17

Вторичная нагрузка ТТ

Место установки трансформатора тока1

Прибор

Тип

Потребляемая Мощность обмотки, тока ВА1 1

Цепь ВН тр-ра.

Амперметр

Э-335

0,5

Цепь СН

Амперметр

Э-335

0,5

Трансформатора.

Ваттметр

Д-335

0,5

Счетчик активной энергии

САЗ-Ш89

'2,5

Счетчик реактивной энергии

СР4-Ш89

2,5

Цепь НН трансформатора

Амперметр

Э-335

0,5

Ваттметр

Д-335

0,5

Счетчик активной энергии

САЗ-Ш89

2,51 1

Счетчик реактивной энергии

СР4-Ы689

2,5

ВЛ 35кВ

Амперметр

Э-335

0,5

Счетчик активной энергии

САЗ-Ш89

2,5

ВЛ 10кВ

Амперметр

Э-335

0,5

Счетчик активной энергии

САЗ-11689

2,5

Счетчик реактивной энергии

СР4-Ш89

2,5

Таблица 1.18- Выбор ТТ в цепи 110кВ

Расчетные данные

Каталожные данные РНД3-2-35/1000УХЛ1

Uн, уст

110кВ

Uн,а

35кВ

I раб,max

80,4.А

I н,а

1000 А

Jіy

4,04 кА

J пр,с

80 кА

Bk

3,2 кАІс

IІT · tT

31.5І· 4кАІ.с

1,181 Ом

1.2 Ом

5.9 ВА

------

Принимаем кабель АКРВГЧ4

Выбор ТТ в цепи СН трансформатора производится в таблице 1.19

электрический сеть нагрузка надежность

Таблица 1.19

Выбор ТТ в цепи СН трансформатора

Расчетные данные

Каталожные данные ТФЗМ - 35А/У1

35кВ

35 кВ

264.2 А

300 А

1.18 кА

31 кА

(

38.92 к

1.075 Ом

2 Ом

гТак как по условию прочности сечение не должно быть меньше 4мм2 по ПУЭ[4], то в качестве соединительных проводов принимаем кабель АКРВГЧ4 мм2

Условие (1.42) выполняются. ТТ данного типа подходит.

Выбор ТТ в цепи НН трансформатора производится в таблице 1.20

Из таблицы 1.176 ВА

Таблица 1.20

Выбор ТТ в цепи НН трансформатора

Расчетные данные

Каталожные данные ТОЛ - 10 У2

10кВ

10 кВ

880.8 А

1000 А

0.842 кА

100 кА

13.69к

31. к

0.4 Ом

0.4 Ом

В соответствии с ПУЭ принимаем кабель АКРВГЧ4мм

Условие (1.42) выполняется. ТТ данного типа подходит. Выбор ТТ на ВЛ-35кВ (таб. 1.21) проводится аналогично

Таблица 1.21

Выбор ТТ на линии 35кВ

Расчетные данные

Каталожные данные ТВ - 35-II- 300/5

35кВ

35 кВ

264.2 А

300 А

1.18 кА

1.6 кА

к

0.07 Ом

1.2 Ом

Из таблицы 1.16

3 ВА

Принимаем кабель АКРВГЧ4мм

Условие (1.42) выполняется. Выбор ТТ на ВЛ-10 кВ приведен в таблице 1.22.

Из таблицы 1.16

0.5+2.5+2.5=5.5 ВА

Таблица 1.22

Выбор ТТ на В Л-10 кВ

Расчетные данные

Каталожные данные ТОЛ - 10 У2

10кВ

10 кВ

440.4 А

500 А

0.842 кА

52 кА

13.6к

9. к

0.37 Ом

0.4 Ом

Принимаем кабель АКРВГЧ4мм2

Условия проверок и выбора выполняются. ТТ выбраны. В качестве соединительных проводов принят кабель марки АКРВГЧ4

1.6.3.2 Выбор трансформаторов напряжения

Выбор производим по номинальному напряжению, роду установки, конструкции, классу точности, вторичной нагрузке. Расчет вторичной нагрузки производится в таблице 1.23. Полную нагрузку ТН находим по формуле:

На 10 кВ:

На 35 кВ:

На 10 кВ принимаем ТН типа НТМИ-10-66УЗ

класс точности - 0.5

Условие (1.47) выполняются. На 35кВ принимаем ТН типа ЗЧНОМ-35 -65У1:

класс точности - 0,5

Условие (1.47) выполняются

Сечение измерительных проводов от ТН до измерительных приборов определяем по условию допустимых потерь напряжения.

где

- вторичное номинальное напряжение ТН, В;

Р2 - потребляемая активная мощность приборами, Вт;

- длина проводов вторичной цепи, м; - удельная проводимость, м/Ом- мм

Так как во вторичной цепи ТН имеются счетчики:

По условию механической прочности принимаем кабель АКРВГЧ2.5мм2

Таблица 1.23

Вторичная нагрузка ТН

Напряжение

Наименование

прибора

Тип

ВА

Число

обмоток

Cos

Sin

Число

приборов

Потребляемая

мощность

Ваттметр

Д-35

1,5

2

1

0

1

3

0

Счетчик

САЗ

2

2

0,38

0,925

5

20

48.7

активной

Ш81

10кВ

энергии

Счетчик

СР4

3

2

0,380

0,925

5

30

72,5

реактивной

11689

энергии

Вольтметр

Э-35

2

1

1

0

1

2

0

Итого1

55

121.2

Ваттметр

Д-35

1,5

2

1

0

1

3

0

Счетчик

САЗ

2

2

0,38

0,925

-1

12

29.2 '

активной

Ш81

1

35кВ

энергии

Счетчик

СР4

3

2

0,38

0,925

1

6

14,5

реактивной

11689

энергии

Вольтметр

Э-35

2

1

1

0

1

2

0

Итого

23

43,7

1.7 Релейная защита и автоматика подстанции

На проектируемой подстанции предусматриваются защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов:

1. Трансформаторы защищаются

- от всех видов КЗ на выводах в обмотках и на токопроводах (включая витковые замыкания в обмотках);

- от замыканий внутри бака мало наполненных трансформаторов, сопровождающихся выделением газа, а также понижением уровня масла в баках;

- от токов внешних несимметричных и симметричных КЗ;

- от перегрузок обмотки.

2. Сборные шины 10 кВ.

- от замыканий между фазами;

- от двойных замыканий на землю и двухфазных замыканий на землю в одной точке;

- от замыканий на землю (с действием на сигнал).

3. Сборные шины 110 кВ

- от межфазных и однофазных КЗ

4. Кабельные линии 10 кВ

- от многофазных замыканий

- от однофазных замыканий с действием на сигнал

5. Линии напряжением 110 кВ

- от замыканий на землю (однофазных и многофазных);

- от замыканий между фазами.

Проведем расчет релейной защиты силовых трансформаторов Т1 иТ2. Используем дифференциальную токовую защиту (ДЗТ) от всех видов повреждений на выводах трансформатора (расчет ДЗТ приведен в таблице 1.24). Защита выполняется на реле с торможением типа ДЗТ - 11/3); максимальную токовую защиту с установкой отстройки, принятой по условию отстройки от номинального тока трансформатора.

Расчет показал, что защиты обладают достаточной чувствительностью.

Таблица 1.24

Выбор релейной защиты

Наименование величины

Обозначение и метод определения

Числовое значение

110 кВ

35 кВ

10кВ

1

2

3

Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, соответствующий его номинальной мощности, А

Схема соединения трансформаторов тока

-

Y

Y

?

Коэффициент трансформации трансформаторов тока

КI

600/5

900/5

1500/5

Вторичный ток в плечах защиты, соответствующий номинальной мощности защищаемого трансформатора

Дифференциальная защита трансформатора выполнена на реле ДЗ1-11/3

Первичный ток срабатывания защиты, выбранной по условию отстройки от броска тока намагничивания

Iкз?Кн*Iном

1,5*80,33=120,5

Минимальный ток срабатывания на основной стороне (10 кВ), А

Расчетное число витков рабочей обмотки насыщающегося трансформатора реле для основной стороны (10 кВ)

Предварительно принятое число витков для установки на основной стороне (10 кВ), А

Wосн.раб

13

Соответствующий минимальный ток срабатывания на основной стороне (10 кВ), А

Расчетное число витков рабочей обмотки насыщающегося трансформатора реле для установки на стороне 35 кВ

Предварительно принятое число витков для установки на стороне 35 кВ

WI.раб

28

Расчетное число витков рабочей обмотки насыщающегося трансформатора реле для установки на стороне 110 кВ

Предварительно принятое число витков для установки на стороне 110 кВ

WI.раб

92

Окончательно принятое число витков обмотки насыщающегося трансформатора реле для установки на основной (10 кВ) и не основной (110 кВ) сторонах

На стороне 10 кВ

Wосн.раб

На стороне 35 кВ

На стороне 110 кВ

13

28

92

Первичный расчетный ток небаланса с учетом составляющей IIIIнб.расч, максимальный режим, точка КЗ К-2, А

(1*1*0,1+0,16)*200+

+

Расчетное число витков тормозной обмотки насыщающегося трансформатора реле, выполненной на стороне 10 кВ

Принятое число витков тормозной обмотки, вит

Wторм

18

Расчетная чувствительность защиты в максимальном режиме при фвухфазном КЗ, точка КЗ К2

Fрасч=Iрасч,в*WI,раб

4140/1000=4,11>2

45,1*92=4140

(1,5*900)(1500*15)=45,1

Максимальная токовая защита. Сторона ВН

Первичный ток срабатывания защиты определяется по условию отстройки от номинального тока трансформатора, А

Вторичный ток срабатывания защиты, А

реле РТ - 40/6

Чувствительность защиты, точка КЗ К2

>1,5

1.8 Измерение и учет электроэнергии

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанции осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов (КИП).

Выбор КИП и места их установки произведен в п. 1.6.3. на основании таблицы 1. 11 [2]. Перечень приборов, их типы, места установки представлены в таблицах 1.16 и 1.23.Система учета и измерений содержит необходимый минимум измерительных приборов и не допускает необоснованного дублирования. Выбранные трансформаторы тока и напряжения имеют необходимые классы точности.

1.9 Выбор оперативного тока и источников питания

Вид оперативного тока определяется типами выбранных выключателей (проводов), а также релейной защиты. В качестве оперативного тока, исходя из вышесказанного, принимаем напряжение 220 В.

В качестве источников переменного оперативного тока используем измерительные трансформаторы напряжения и трансформатор собственных нужд.

1.10 Собственные нужды подстанции

Для определения мощности трансформатора собственных нужд составляем ведомость ожидаемых нагрузок таблица 1.26.

Таблица 1.26

Расход на СН подстанции

Электроприемники СН

кВт

Количество приемников, Шт.

кВт

1. Подогрев выключателя С-З5м-650

2,8

5

14

2. Охлаждение трансформатора ТДТН-16000

2

2

4

3. Подогрев проводов

0,6

15

9

4. Подогрев шкафов КРУН

1,0

10

10

5. Подогрев шкафов рел. аппарат.

0,5

12

6

б.Освещение ОРУ ПОкВ

0,5

2

0,5

7.Освещение ОРУ 35кВ

0,5

2

1

8. Освещение порталов ЮкВ

0,5

2

0,5

9.Оперативные цепи

1,8

-

1,8

Итого

-

-

46,8

Мощность ТСН:

где Кс = 0,7 - коэффициент спроса

cos=0.98

Принимаем два трансформатора ТМ-10/0,4, S = 63кВА

1.11 Регулирование напряжения на подстанции

В целях обеспечения отпуска проектируемой подстанцией электроэнергии высокого качества предусматривается регулирование напряжения. Для поддержания отклонения напряжения на зажимах электроприемниках в пределах установленных ГОСТ 13109-97 и изменением N 1 к п. 2.3 этого ГОСТ устанавливаемые на подстанции трансформаторы приняты типа ТДТН-16000/110 с устройством автоматического регулирования под нагрузкой в пределах ±9-1,78%.

При этом поддерживается напряжение на шинах 10 кВ подстанции в пределах не ниже 105% номинального в период наибольших нагрузок и не выше 100% номинального в период номинальных нагрузок сетей 10 кВ, присоединенных к подстанции.

1.12 Выбор конструкции распредустройств, компоновка сооружений на площадке подстанции

Компоновка РУ произведена согласно ПУЭ [4], исходя из минимально допустимых расстояний и габаритов.

При выборе площадки подстанции были учтены все экологические требования.

Распредустройства 110/35/10 кВ выполнены открытого типа и сооружаются по типовым проектам института «Теплоэлектропроект». Они выполняются из сборного железобетона. Ошиновка ОРУ - гибкая, из сталеалюминевых проводов. Соединения выводов 10 кВ силовых трансформаторов с КРУН выполняется гибким токопроводом.

Стойки опорных конструкций устанавливаются в высверленные ямобуром котлованы диаметром 600-800 мм с последующей заделкой пазух песчано-гравийной смесью с послойным уплотнением. Фундаменты под силовые трансформаторы из сборных железобетонных плит с укладкой их на гравийною балластную подушку.

Ограждение подстанции принято бесстолбового типа по проекту института «Энергосетьпроект».

Прокладка силовых и контрольных кабелей производится в подземных железобетонных лотках и траншеях.

2. Плавка гололеда

Отложение гололеда, изморози и мокрого снега представляет большую опасность для нормальной эксплуатации воздушных линий электропередачи. Отложение гололеда могут вызвать:

а) разрегулировку проводов и тросов и их сближение между собой,

б) сближение проводов и тросов при их падении вследствие неодновременного сброса гололеда;

в) пляску проводов;

г) обрыв проводов и тросов;

д) разрушение опор;

е) перекрытие линейной изоляции воздушных линий электропередачи вследствие значительного снижения льдоразрядных характеристик изоляторов по сравнение с влагоразрядными характеристиками, по которым обычно выбирается необходимый уровень линейной изоляции.

Наиболее эффективным средством борьбы с гололедом является плавка гололеда. Она позволяет в короткий срок удалить гололед.

При проектировании воздушно линии, трасса, которой проходит в районах гололедности, а так же в районах интенсивной и частой пляски проводов, плавку гололеда рекомендуется предусматривать на проводах линий напряжением до 220 кВ включительно. Плавка гололеда на проводах должна предусматриваться в случаях, когда возможно приближение освободившихся от гололеда проводов и тросам, покрытым гололедом.

Источники питания схем плавки гололеда должны быть размещены на наиболее крупных узловых подстанциях энергосистемы из числа расположенных на генплане.

Плавку гололеда следует начинать при достижении нормативных гололедно-ветровых нагрузок на проводах. Чтобы обеспечить данное требование на всех линиях, взаимосвязанных по режиму плавки гололеда, следует учитывать реальные нагрузки и направление гололедонесущего потока по отношению к трассе воздушных линий, поэтому на части линий плавку гололеда следует начинать заблаговременно. Оче- редность плавки определяется с учетом ответственности потребителей и наличия резервного питания.

Минимально необходимое количество установок плавки гололеда в электрической сети должно быть достаточным для выполнения плавки гололеда на всех воздушных линиях за 12 часов для сети 110 кВ и за 8 часов для сети 35 кВ.

Как правило, схема плавки гололеда должна вводится в работу не позднее, чем за 1 час после команды диспетчера о применении плавки.

С этой целью должны быть заранее проработаны последовательность всех операций по сборке схемы плавки и выполнения мероприятий, обеспечивающих их быстрое завершение. Для сборки схемы плавки гололеда должны использоваться коммутационные аппараты (выключатели, разъединители, отделители) с дистанционным управлением и лишь в отдельных случаях - с применением ручных приводов. Временные соединения, которые собираются на болтах, шлейфы, накладки, зако-ротки и т.п., не допускаются.

Сборка и разборка схем плавки гололеда производится по специальным программам, предусматривающим выдачу диспетчером комплексных оперативных заданий с учетом максимально возможной одновременности производства операций, включая необходимые изменения в релейной защите. Во всех случаях необходимо предусмотреть блокировки от ошибок при сборке схем плавки гололеда.

Релейная защита устройств плавки гололеда и электроустановок, питающих эти устройства, должны соответствовать требованиям ПУЭ и Руководящих указаний по проектированию установок плавки гололеда.

При определении токов и времени, плавки необходимо учитывать энергию на расплавление льда, на теплоотдачу в окружающую среду и на нагрев провода до температуры, при которой может начинаться плавление льда.

Плавку гололеда следует производить, возможно, большими токами, что позволяет быстрее завершить ее и восстановить нормальную схему работы сети. Одновременно это способствует уменьшению затрат электроэнергии на плавку, поскольку энергия, отдаваемая в окружающую среду, непосредственно зависит от длительности обогрева, Режим плавки гололеда должен выбираться по наиболее обледененному участку линии, поэтому плавка будет продолжаться и тогда, когда в местах с меньшей толщиной стенки, гололед освободит провода, и они начнут интенсивно нагреваться, При неравномерном обледенении воздушной линии могут встречаться участки, на которых гололед вообще не образовался. Поэтому предельный ток плавки гололеда должен выбираться с учетом нагрева провода (троса), на котором не было гололеда.

Допустимая температура нагрева провода определяется двумя условиями:

- сохранением механической прочности провода (таблица 2.1);

- приближением во время плавки провода к земле или пересекаемым объектом.

Таблица 2.1

Допустимая температура нагрева проводов при плавке гололеда по условию механической прочности

Провода

Допустимая температура нагрева проводов,

Длительный режим

Повторно-кратковременный режим.

Алюминиевые

90

120

Медные

90

120

Сталеалюминевые

100

130

Из сплавов АЖ, АН.

80

100

На время плавки гололеда с учетом ее кратковременности допустимые расстояния между проводами и землей или пересекаемым объектом приведены в таблицах 2.2 и 2.3.

При определении наибольших допустимых тонов плавки температуру воздуха и скорость ветра принимают по наблюдениям метеорологических станций или гололедных постов на участках со слабым гололедом или в местах, где он не образуется в момент проведения плавки гололеда.

Таблица 2.2

Наименьшие расстояния между проводами ВЛ и землей или пересекаемым объектом, допустимые во время плавки.

Объект, пересекаемый ВЛ. Напряжением 35 - 110кВ

Расстояние до объекта, м.

Поверхность земли:

Ненаселенная местность

5

Населенная местность

6

Провода линии связи

2

Железные дороги широкой колеи

6,5

Автомобильные дороги


Подобные документы

  • Обоснование и расчёты перевооружаемой подстанции. Характеристика потребителей и требования к надежности их электроснабжения. Проверка высоковольтных электрических аппаратов. Ежегодные эксплуатационные расходы электрической сети. Защита расстоянием.

    дипломная работа [178,5 K], добавлен 08.04.2014

  • Анализ схемы электроснабжения, техническое обоснование выбора ее варианта. Характеристика потребителей электроэнергии и определение категории надежности электроснабжения. Разработка структурной схемы подстанции. Расчет экономических показателей.

    дипломная работа [629,3 K], добавлен 01.04.2015

  • Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии. Составление и обоснование вариантов схемы электрической сети. Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств. Выбор номинального напряжения и сечений проводов сети.

    курсовая работа [89,3 K], добавлен 13.04.2012

  • Потери мощности и отклонения напряжения. Выбор количества и мощности трансформаторов. Обеспечения норм надежности потребителей. Схемы электрических соединений. Проверка выбранных сечений проводов на термическую стойкость. Выбор коммутационной аппаратуры.

    дипломная работа [2,7 M], добавлен 15.04.2011

  • Разработка сети для электроснабжения потребителей промышленного района. Составление баланса мощностей. Выбор конфигурации сети, схем подстанций потребителей, трансформаторов. Расчет потоков мощности режима наибольших нагрузок и послеаварийного режима.

    курсовая работа [1018,2 K], добавлен 06.12.2015

  • Особенности режимов работы электрических сетей. Режим максимальных и минимальных нагрузок. Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции, типов релейной защиты, автоматики, измерений, аппаратов и токоведущих частей, кабельных линий.

    дипломная работа [1,4 M], добавлен 01.07.2015

  • Выбор силовых трансформаторов подстанции, сечения проводов варианта электрической сети. Схема замещения варианта электрической сети. Расчёт рабочих режимов электрической сети в послеаварийном режиме. Регулирование напряжения сети в нормальном режиме.

    курсовая работа [694,7 K], добавлен 04.10.2015

  • Рассмотрение основных вопросов электроснабжения потребителей на базе подстанции 110/10 кВ. Определение расчётных нагрузок с учётом перспективного развития на ближайшие 7 лет. Проверка пропускной способности электрической сети с проверкой трансформаторов.

    дипломная работа [240,6 K], добавлен 25.10.2013

  • Расчет активных и реактивных нагрузок на потребителей с целью проектирования электрической сети. Оценка необходимой мощности компенсирующих устройств приемной подстанции. Выбор трансформаторов проектируемой линии. Компоновка АЭС с реакторами ВВЭР-1000.

    дипломная работа [521,7 K], добавлен 18.07.2014

  • Характеристика потребителей, сведения о климате, особенности внешнего электроснабжения. Систематизация и расчет электрических нагрузок. Выбор напряжения распределительной сети, трансформаторных подстанций и трансформаторов, схем электроснабжения.

    дипломная работа [2,4 M], добавлен 06.10.2012

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.