· К_Z = 0.62- коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;

· K_ИП = 0,05

При расчёте нагрузочной способности трансформатора по программе Circuit Magic. 1.0.0.3. получили следующие результаты:

ѕ Максимальная температура масла Т_мах = 84,98;

ѕ Максимальная температура обмотки Т_об = 131,42;

ѕ Суточный износ изоляции 3,82.

Согласно этим вспомогательным расчетным данным трансформатор подходит.

Произведем точный расчет мощности нагрузки с учетом выбранных трансформаторов

Расчёт потерь в трансформаторе

кВт (2.7)

где K_z-коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме, -активные потери в обмотке трансформатора,

- реактивные потери в обмотке трансформатора.

(2.8)

где ДQ_k - реактивные потери в обмотке трансформатора,

S_HOM.TP - номинальная мощность трансформатора,

u_k% -напряжение короткого замыкания.

(2.9)

где -активные потери в стали трансформатора,

- реактивные потери в стали трансформатора.

кВар (2.10)

где -реактивные потери в стали трансформатора,

- номинальная мощность трансформатора,

-ток холостого хода.

кВар (2.11)

где -реактивные потери в стали трансформатора,

- реактивные потери в меди трансформатора,

-коэффициент загрузки,

-потери реактивной энергии на 1 трансформатор.

кВт (2.12)

где -активные потери в трансформаторах,

-активные потери в обмотке трансформатора,

-активные потери в стали трансформатора,

n - число трансформаторов на ГПП.

кВар (2.13)

где -реактивные потери в стали трансформатора,

- реактивные потери в меди трансформатора,

-потери реактивной энергии на трансформаторах подстанции, n-число трансформаторов на ГПП.

кВт (2.14)

где - расчётная мощность на стороне 35кВ,

ДP -активные потери в трансформаторах,

- расчётная мощность на стороне 110 кВ.

= 11195 + 2343,1 = 13538,1 кВар (2.15)

где - расчётная реактивная мощность на стороне 35 кВ,

ДQ - реактивные потери в трансформаторах,

- расчётная реактивная мощность на стороне 110 кВ.

=

= 30 759,7 30 760 кВА (2.16)

С учетом ТСН: S_max = 30,760 + 0,16 = 30,92 МВА

S_max(приближенный расчет) = 30,392 МВА

S_max(точный расчет) = 30,92 МВА

Вывод: значения мощности сопоставимы.

Погрешность составила:

= 100 % = 1,74 % (что меньше 3 - 5 %).

Выбираем S_max(точный расчет) = 30,92 МВА

А (2.17)

где U-номинальное напряжение питающей сети,

-расчётный ток в послеаварийном режиме.

Выбор сечения проводов воздушной ЛЭП

Выбор сечения провода проводится по экономической плотности тока в нормальном и аварийном режиме:

S_эк =

где jэк ? нормированное значение экономической плотности тока, А/мм² Правильно выбранное сечение должно удовлетворять следующим условиям:

1. По перегрузочной способности (в аварийном режиме при отключении одной из питающих линий)

1,3 I_доп I_{в а.р.}

где I_доп ? допустимый ток для выбранного сечения, А;

I_{в а.р.} ? расчетный ток в аварийном режиме, А.

2. По условию механической прочности: согласно условию механической прочности на воздушных линиях выше 1000 В могут применяться алюминиевые провода сечением не менее 35 мм², сталеалюминевые и стальные - не менее 25 мм².

3. По допустимой потере напряжения: допустимая длина питающей линии определяется

L_доп = L_ДU1% ДU _доп L_факт

где L_ДU1% ? длина линии при полной нагрузке, на которой потеря напряжения равна 1%, принимается по справочной литературе;

ДU _доп ? допустимое значение потери напряжения, %;

L_{ф акт} - фактическая длина линии, км.

4. Проверка на корону производится только для U_{м он} ? 110 кВ)

Проверяется выполнение условия

1,07 ? Е ?0,9 ? E₀

где Е - напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода;

Е = (кВ/см),

D_ср - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, смСреднегеометрическое расстояние между проводами одноцепной линии находится по формуле

D_CP =

где D₁₂, D₁₃, D₂₃ - расстояния между проводами отдельных фаз.

Чертежи и геометрические размеры некоторых типов опор даны

E₀ - начальная напряженность возникновения коронного разряда.

Для проводов радиуса r определяется по формуле

Е₀ = 24,5 (кВ/см),

где m = 0,82-0,94 - коэффициент гладкости провода;

д = 1,04-1,05 (для районов с умеренным климатом) - относительная плотность воздуха, определяемая атмосферным давлением и температурой воздуха;

r - радиус провода, см.

При радиусе провода r < 1см можно использовать формулу

Е₀ = 30.3 (кВ/см),

Определим технико-экономические показатели варианта схемы внешнего электроснабжения предприятий первой категории по надежности, работающего в три смены (T_max =6300 ч), при питании напряжением U_н1=110 кВ и U_н2=35 кВ. Длина линий L= 113 и 31 км; расчетная мощность нагрузки S_расч = 30,760 МВ?А.

Рассмотрим вариант - напряжение питающей линии 110 кВ.

Выбираем двухцепную воздушную линию со сталеалюминиевыми проводами на стальных опорах, вычислив экономическое сечение провода по следующей формуле

S_эк = = = 81,24 мм²

где j_эк =1 А/мм2 ? нормированное значение экономической плотности тока при Tmax >5000 ч.

Из стандартного ряда сечений с ориентацией на условие коронирования согласно рекомендациям ПУЭ принимаем S = 95/16 мм², допустимый ток - I_доп = 330 А.

Проверяем выбранное сечение по перегрузочной способности

1,3?330 = 429 ? 2?161,638= 323,276 А.

По условию механической прочности 95 мм² > 25 мм².

По допустимой потере напряжения

L_доп = 4,85 5% 131 км

Условие не выполняется, поэтому выбираем (последовательно перебирая) провода марки АС-185/29, допустимый ток - I_доп = 520 А., тогда

По допустимой потере напряжения

L_доп = 4,62 5% 131 км

Проверка на корону: для двухцепной стальной опоры с подвеской проводов шестиугольником находим среднегеометрическое расстояние между проводами

D_CP = = = 5.47 м

Начальная напряженность возникновения коронного разряда (для провода марки АС-185, r = 0,94 см): Е₀ = 30.3 = 30.3 = 33,68(кВ/см),

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода рассчитывается по формуле:

Е = = = 14,983

Проверяем выполнение условия:

1,07 ? Е ?0,9 ? E₀

1,07?14,983 = 16,032 ? 0,9?33,68 = 30,312 кВ/см.

Выбранное сечение удовлетворяет всем условиям проверки.

Характеристика провода АС-185/29

Общее удельное сопротивление:

z = = = 0,444 Ом/км

На шинах НН - 35 кВ количество линий определяется по экономической плотности тока

Определяем максимальный ток линий, отходящих к потребителю по КЛ

, кА

кА.

Определяем суммарное экономическое сечение всех кабельных линий, отходящих к потребителю

мм²

где =1,2 А/мм²- экономическая плотность тока

мм².

Определение кабельных линий

Принимаем за сечение одной линии 70 мм²

;

.

Определив уточнённое количество линий, производим проверку выбранного сечения по допустимому току

где I_доп = 170 А - допустимый ток;

- уточнённое количество линий;

.

Принимаем трёхжильный кабель марки АСБ-1 - (3 х 700), так как не известен способ прокладки.

Выбор компенсирующих устройств

Комплектные конденсаторные установки (рис. 2.7) применяются на напряжение 35 и 10 (6) кВ для автоматического регулирования (компенсацииреактивной мощности в сети промышленных предприятий.

Q_e = P_p* tgц_эк =27360 * 0.3 = 8208 кВар

где Q_e экономическая реактивная мощность,

P_p- расчётная активная мощность на подстанции,

tgц_эк = 0.3 -коэффициент мощности задается энергосистемой (выбираем равным 0,3).

Q_кур= Q_sum - Q_e = 13621 - 8208 = 5413 кВар

где Q_кур - расчётная реактивная мощность батарей конденсаторов,

Q_sum - расчётная реактивная мощность на подстанции.

Подсчитаем количество последовательных групп конденсаторов для конденсаторной установки на напряжение 35 кВ, соединенной в треугольник при следующих данных: (Uс = 36 кВ; U_ном.к = = 1,05 кВ; К₂ = I (индуктивность отсутствует); К₁ = 0.9 (расхождение по емкости более 10%).

Количество последовательных групп конденсаторов должно быть:

n = = = 38

При расхождении емкости на 5% количество последовательных групп составит:

n = = 36

Рис. 2.7. Схема подключения комплектной конденсаторной установки 35 кВ для автоматического регулирования (компенсации) реактивной мощности в сети (Схема соединения конденсаторов в ячейке и ячеек в модуле показана условно).

На рис. 2.8. приведена компановка конденсаторов.

Таким образом, можно скомплектовать батарею на 35 кВ из конденсаторов на напряжение 1,05 кВ из 22, 11 или 6 отдельных конструкций в каждой фазе (рис. 2.8,а).

При составлении на такую же мощность батареи на 35 кВ из конденсаторов на напряжение 3,15 кВ при установке их на семи отдельных конструкциях в каждой фазе получается, что каждая конструкция соответствует по напряжению одному конденсатору. При этом требуется только изоляция конструкции с конденсаторами от земли на изоляторах напряжением 35 кВ (рис. 2.8,б).

Рис. 2.8. Схемы соединений конденсаторных батарей напряжением 35 кВ в звезду (одной фазы). а -- из конденсаторов на напряжение 1,05 кВ нз 22 последовательных групп по четыре параллельно; б -- из конденсаторов на напряжение 3,15 кВ из 7 последовательных групп по 12 параллельно (цифры указывают последовательные группы).

Устанавливаем конденсаторную установку АУКРМ на 35 кВ с конденсаторами КС-1,05 - 50

Величина компенсации

Q_кур = 5450 кВар

АУКРМ устанавливаются на питающих подстанциях 0,4; 6; 10; 35 кВ с целью автоматического регулирования сosц по низкой или высокой стороне (в зависимости от типа нагрузки и схемы питания).

Установка АУКРМ обеспечит:

· автоматическое поддержание близкого к единице коэффициента мощности, вследствие чего оплата за потребленную и выработанную реактивную мощность и всевозможные штрафы за реактив снизятся практически до нуля;

· существенное увеличение пропускной способности трансформаторов и кабелей;

· отсутствие потерь активной мощности, уменьшение на 5-30% выплат за потребленную активную мощность;

· эффективную разгрузку энергосетей от протекания реактивного тока (т.е. позволит скомпенсировать индуктивную реактивную мощность).

Возможно применение следующих автоматических установок на 35 кВ

· КРМ (УКЛ57) - установка компенсации реактивной мощности без разъединителя, без фильтров гармоник, нерегулируемая, вводная ячейка расположена слева

· КРМ (УКЛ56) - установка компенсации реактивной мощности с разъединителем, без фильтров гармоник, нерегулируемая, вводная ячейка расположена слева

· КРМ (УКРМ) - установка компенсации реактивной мощности с разъединителем, без фильтров гармоник, регулируемая, вводная ячейка расположена слева

· КРМФ - установка компенсации реактивной мощности с разъединителем, с фильтрами гармоник, регулируемая, вводная ячейка расположена слева

Мощность нагрузки с учётом компенсации реактивной мощности составит при U_НОМ:

3. Расчёт максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции

Электрические аппараты выбирают по условиям длительного режима работы сравнением рабочего напряжения и наибольшего длительного рабочего тока присоединения, где предполагается установить данный аппарат, с его номинальным напряжением и током. При выборе учитывается необходимое исполнение аппарата (для наружной и внутренней установки). Выбранные аппараты выбирают по условиям короткого замыкания.

Согласно ПУЭ по режиму КЗ при напряжении выше 1000 В не проверяют:

· аппараты и проводники, защищенные предохранителями с плавкими вставками на номинальный ток до 60 А - по электродинамической стойкости;

· аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями независимо от их номинального тока и типа - по термической стойкости;

· аппараты и шины цепей трансформаторных напряжений при расположении их в отдельной камере или за добавочным резистором;

· проводники к неответвленным индивидуальным электроприемникам;

· провода воздушных линий (ВЛ) электропередачи при ударном токе КЗ, меньшем 50 кА, и отсутствии быстродействующих устройств АПВ.

За наибольший рабочий ток присоединения принимают ток с учетом допустимой перегрузки длительностью не меньше 30 мин. При расчете максимальных рабочих токов необходимо учитывать возможность 1,5-кратной перегрузки трансформаторов в наиболее неблагоприятном режиме, увеличение токов параллельно включенных трансформаторов и линий в случае отключения одного из трансформаторов или линии. Для выбора линии также следует предусматривать запас на перспективу, который можно принять равным 30% существующей мощности потребителей.

Вводы 110 кВ (по формуле (3.1)):

I_p.max = (3.1)

где k_пр = 1,3 - коэффициент перспективы развития потребителей;

S_пс - максимальная полная расчетная мощность подстанции

I_p.max = = 211,224 кА

Система шин 110 кВ:

I_p.max = (3.2)

k_рн1 - коэффициент распределения нагрузки по шинам первичного напряжения, равный 0,5 - 0,8.

I_p.max = = 147,857 А

Первичная обмотка понижающего трансформатора:

I_p.max = = = 197,057 А.

S_пс = n*S_тр = 2* 25000 = 50000 кВА - максимальная полная мощность всей подстанции с двумя трансформаторами 25 МВА

- коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов, (1,5).

Обмотка низшего напряжения:

I_p.max = = = 412,882 А.

Система шин 35 кВ:

I_p.max = = 693,64 А.

Питающие линии потребителей 35 кВ рассчитываем по формуле

I_p.max = = .

где - максимальная мощность потребителей;

- коэффициент мощности потребителей.

I_p.max1 = = . = 277,03 А

I_p.max2 = = . = 92,343А

I_p.max3 = = . = 105,016 А

I_p.max4 = = . = 138,515 А

I_p.max5 = = . = 70 А

Первичная обмотка ТСН по формуле:

I_p.max = = = 3,964 А

4. Расчет параметров короткого замыкания

4.1 Составление расчетной схемы

Расчетная схема представлена на рис. 1.5. Составим схему замещения

Рис. 4.1. Схема замещения

4.2 Базисные ступени напряжения, расчёт основных параметров

Применение системы относительных единиц часто существенно упрощает расчетные выражения, описывающие процессы в различных элементах электроэнергетической системы, облегчает контроль расчетных данных и сопоставление результатов расчетов для установок различной мощности, поскольку для таких установок относительные значения расчетных величин часто имеют одинаковый порядок. Чтобы получить относительные значения различных физических величин, необходимо предварительно выбрать значения соответствующих величин, принимаемые за базисные, т.е. в качестве единиц измерения. В частности, чтобы выразить параметры различных элементов схемы замещения электрической цепи и параметры режима в системе относительных единиц, необходимо иметь четыре базисные единицы: базисное напряжение U_б базисный ток I_б базисную мощность (трехфазной системы) S_б и базисное сопротивление Z_б. Две из них выбирают произвольно, а две другие определяют из соотношения для мощности трехфазной системы:

(4.1.)

и формулы, выражающей закон Ома:

(4.2.)

В качестве базовых величин принимаются базовая (базисная) мощность S_б и базовое (базисное) напряжение U_б. За базисную мощность принимается суммарная мощность генераторов (если мощности генераторов известны), или принимается S_б=100 МВА (S_б=1000 МВА). Для основной ступени, для которой производится расчёт токов короткого замыкания принимается U_б = U_ср. Среднее значение напряжения ступени электрической цепи U_ср берётся на 5% выше номинального напряжения сети:

U _ср = 0,23кВ; 0,4 кВ; 0,525 кВ; 0,69 кВ; 3.15кВ; 6,3кВ; 10,5кВ; 15,75кВ; 21кВ; 37 кВ; 115 кВ; 154 кВ; 230 кВ; 340 кВ; 515 кВ и т.д.

В данной курсовой работе, исходя из параметров установленных трансформаторов, принимается S_б=1000 МВА, U_б =115 кВ.

Напряжение второй ступени U_II = 35 кВ.

Рассчитываем базисный ток и сопротивление, исходя из принятых базисной мощности и напряжения:

(4.3)

(4.4)

Приведение величин второй ступени напряжения к базисной

(4.5)

(4.6)

(4.7)

4.3 Приведение параметров элементов схемы замещения к базисным условиям

Теперь непосредственно приступим к расчету параметров схемы замещения системы. Для расчета параметров сразу в базисных величинах, рассчитаем базисные напряжения и токи каждой ступени:

Для расчетов примем МВА.

кВ (на 5% больше номинального).

Сопротивления до шин районной подстанции РП1 (РП2)определяем по формуле:

х = (4.8)

х₁ = = 0,1053

х₂ = = 0,222

относительные сопротивления линий L₁ и L_{3 - 7} (31 и 113 км)

х_*б3,4 = х₀* L = 0,444*113 * = 0,3794

х_*б5,6= х₀* L = 0,444*31 * = 0,1041

сопротивления трансформаторов TV1, TV2:

x_*7,8 = = = 0,420.

Сопротивление нагрузки, приведенное к базисным условиям, определяем по формуле:

сопротивления трансформатора собственных нужд типа ТМ-160/35:

x_*14 = = = 40,625.

Составляем схемы преобразования:

х₁₅ = = = 0,1897

х₁₆ = х₂ + х₁₅ = 0,222 + 0,1897 = 0,412

х₁₇ (К1) = = = 0,084

нагрузка:

Рис. 4.2 Схема замещения нагрузки

х₁₈ = 1,1528

Рис. 4.3.

х_{19, 20} = х₅ + х₇ = 0,1041 + 0,42 = 0,5241

х₂₁ = = = 0,262

Рис. 4.4.

х₂₂ (К2) = х₁₇ + х₂₁ = 0,084 + 0,262 = 0,346

Рис. 4.5.

Расчеты сведем в таблицу

Таблица 4.1.

Токи и мощность КЗ в любой точке распределительного устройства имеют одинаковое значение, различными будут только значения тепловых импульсов. Поэтому в точке К2* на линии районного потребителя выполняется расчет только теплового импульса.

В_КЗ = 4.5645² (0,65 + 0,045) = 14.48 кА²*с

t_рз = 0,5 с

t_откл= 0,5 + 0,1 + 0,05 = 0,65 с

Т_а = 0,045 с

5. Выбор и проверка токоведущих частей и электрического оборудования трансформаторной подстанции

5.1 Выбор токоведущих частей

Выбор гибких сборных шин на стороне 110 кВ.

Для РУ 35 кВ и выше применяют гибкие шины, выполненные проводами АС. Выбор проведем по таблице

Таблица 5.1.

Для сборных шин подстанции:

I_p.max =

где k_пр = 1,3 - коэффициент развития потребителей;

k_рн1 - коэффициент распределения нагрузки по шинам первичного напряжения, равный 0,6 - 0,8.

S_пс = n*S_тр = 2* 25000 = 50000 кВА - максимальная полная мощность всей подстанции с двумя трансформаторами 25 МВА

I_p.max = = 246,293 А.

Выбираем бдижайший допустимый длительный ток I_доп = 265 А

АС-50,

q - выбранное сечение, мм²

q_min - минимальное сечение токоведущей части по условию термической стойкости, мм²

q_min = /88 = 100 mm² (для АС С = 88)

ближайшее стандартное большее сечение 100 АС-120

Максимальное значение начальной критической напряженности электрического поля, при котором возникает разряд в виде короны, кВт/см

Е₀ = 30,3m(1 + 0.299/ )

m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроводного провода АС он равен 0,82);

r - радиус провода (для АС120 r = 7,6 мм = 0,76 см)

Е₀ = 30,3*0,82(1 + 0,299/) = 27,54 кВт/см.

Напряженность электрического поля около поверхности провода

Е =

- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см. При горизонтальном расположении фаз = 1,26D. Здесь D - расстояние между соседними фазами, см. для сборных гибких шин приняты расстояния между проводами разных фаз - 1,5; 3,0 и 4,0 м для напряжений 35; 110 и 220 кВ соответственно.

= 1,26D = 1,26*3,0 = 3,78 м = 378 см.

Е = = 19,0 кВ/см

Таким образом,

0,9 Е₀ = 0,9* 27,54 = 24,786 кВ/см

1,07Е = 1,07* 19,0 = 20,33 кВ/см и условие

0.9E₀ 1.07E выполняется

Окончательно выбираем АС-120/19.

Таблица 5.2.

Характеристика провода АС-120/18 I_доп = 390 А

Общее удельное сопротивление:

z = = = 0,494 Ом/км

Выбор сборных жестких шин на стороне 35 кВ.

В закрытых РУ сборные шины выполняют жесткими алюминиевыми шинами.

Таблица 5.3.

Выбор и проверка на термическую стойкость жестких шин определяется аналогично гибким шинам. Следует учесть, что при расположении шин прямоугольного сечения плашмя значения допустимых токов приведенные в справочниках должны быть уменьшены на 5% для шин с шириной полос до 60 мм и 8% с шириной полос больше 60 мм.

I_p.max = = 693,64 А.

Подходят алюминиевые прямоугольные шины, расположенные плашмя при числе полос на фазу = 3: 60 х 6 мм = 0.06 x 0.006 м

I _доп = 0,92*870 = 800 А.

q = 360 мм²

q_min = /88 = 67,03 мм² - условие выполняется

Электродинамическая стойкость шин, укрепленных на опорных изоляторах, проверяется по механическому напряжению, возникающему в них при КЗ:

у_расч = 1,76 10^-8 МПа

где l_ои = 1 м - расстояние между соседними опорными изоляторами, м;

а = 0,75 м - расстояние между осями шин соседних фаз, м;

i_у - ударный ток трехфазного КЗ;

W - момент сопротивленияшины относительно оси, перпендикулярно действию усилия, при расположении плашмя

W = bh² /6 = 0.006*0.06²/6 = 3,6*10^-6 м²

у_расч = 1,76 * 10^-6 = 0,5 МПа

выбираем шины из алюминиевого сплава типа АДО 60 х 6 мм у_доп = 25,0 МПа,

I_доп^max = 870 А.

Выбор силовых кабелей и воздушных линий потребителей (условно принимаем длину - 8 км - кабелей и 10 км - ВЛ).

В зависимости от места прокладки, свойств среды, механических усилий, воздействующих на кабель, рекомендуются различные марки кабеля.

Выбор произведём по таблице

Таблица 5.4.

Для кабелей и ВЛ потребителей:

I_p.max = = = 288,68 А

Пусть от РУ ТП отходит 5 кабельных линии, проложенных в земле и 3 ВЛ, тогда I_p.max = 288,68/8 = 36,1 А для каждой линии.

Предварительный выбор:

кабели с алюминиевыми жилами проложенные в земле

q = 120 мм² (I_доп = 210 А)

ВЛ - АС- 70/11 (I_доп = 265 А)

q_min = /88 = 67,03 мм² - условие выполняется.

По экономической плотности тока эти линии не проверяются U = 35 kB

Определим потери в линиях

ДU = (r₀Cos ц + x₀ Sin ц) L*I_p.max

r₀ - удельное активное сопротивление линии;

x₀ - удельное реактивное сопротивление линии;

кабели:

r₀ = 0,48 Ом/км x₀ = 0,06 Ом/км

ВЛ:

r₀ = 0,428 Ом/км ; x₀ = 0,444 Ом/км

примем для расчёта среднее значение Cos ц = 0,925 ? Sin ц = 0,38

Кабели: ДU = У(0,48*0.925+ 0,06*0.38)*8 * 288,68 = 0,09 % 5%

ВЛ: ДU = У(0,428*0.925+ 0,444*0.38) *10*288,68 = 0,133 % 5%

Окончательный выбор:

Кабель: ААГ 4 х 120 мм²

ВЛ: АС-70/11мм²

5.2 Выбор изоляторов

Выбор подвесных изоляторов.

Гибкие шины открытых РУ ВН подстанций обычно крепят на гирляндах подвесных изоляторов. Количество подвесных изоляторов в гирлянде в зависимости от их типов и напряжения определяется в результате расчетов:

Таблица 5.5.

I_p.max = = 246,293 А.

Выбор опорных изоляторов.

Жесткие шины РУ НН крепят на опорных изоляторах.

Таблица 5.6.

*в скобках указана разрушающая сила для ИОС F _разр = 195 Н.

Сила, действующая на изолятор при КЗ, Н:

F = 1,76 Н

где l - расстояние между соседними опроными изоляторами, м;

а - расстояние между осями шин соседних фаз, м;

i_у - ударный ток трехфазного КЗ;

F = (0.176*11,64² *1/0,75) = 31,8 Н

Выбираем F_разр = 7,5 даН = 75 Н

0,6*F_разр = 0,6*75 = 45 кН

Окончательно выбираем: ИОР-35-7,5. УХЛ, Т

Выбор проходных изоляторов.

Эти изоляторы применяют для соединения частей электроустановок внутри помещений и для соединения наружных и внутренних частей РУ.

Выбор производим по таблице

Таблица 5.7.

Сила, действующая на изолятор при КЗ, Н:

F = у_расч = 0,088 10^-6 Н

где l - расстояние между соседними опроными изоляторами, м;

а - расстояние между осями шин соседних фаз, м;

i_у - ударный ток трехфазного КЗ;

F = 0.088*11,64² *1/0,75 = 15,9 Н

Выбираем F_разр = 7500 Н

0,6*F_разр = 0,6*7500 = 4500 Н

Сечение токоведущей части изолятора:

q_min = /C = /88 = 67 мм²

Окончательно выбираем: ИП-35/630 - 750. УХЛ, Т

5.3 Выбор отключающих аппаратов

При выборе выключателя, его паспортные характеристики сравниваем с расчетными условиями работы на подстанции. Расчет ведем по схеме:

Таблица 5.8.

где I_H.откл - номинальный ток отключения выключателя по каталогу, кА;

i_б,ф - апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя, кА:

i_б,ф (ВН) = 1,145 кА;

i_б,ф (НН) = 0,321 кА;

I_пр.с - эффективное значение периодической составляющей предельного сквозного тока КЗ по каталогу, кА;

i_пр.с - амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ по каталогу, кА;

в_н - номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключенном токе, определяем по графику зависимости от ф:

ф(ВН) = 0,05 с; в_н (ВН) =0,3;

ф(НН) = 0,06 с; в_н(НН) = 0,25;

I_T - предельный ток термической стойкости по каталогу, кА;

t_T - время прохождения тока термической стойкости по каталогу, с;

B_k - тепловой импульс тока КЗ по расчету, кА²с:

B_k(ВН) = 77,507;

B_k(НН) = 34,794;

i_y- ударный ток:

i_y(ВН) = 15,2574 кА;

i_y(НН) = 11,64 кА.

Максимальные токи:

I_p.max (ввод 110 кВ) = = 211,224 кА

I_p.max (СШ 110 кВ) = = 147,857 А

I_p.max (ВН) = = 197,057 А.

I_p.max (НН)= = = 412,882 А.

I_p.max (СШ 35 кВ) = = 412,882 А.

Питающие линии потребителей:

I_p.max1 = = . = 277,03 А

I_p.max2 = = . = 92,343А

I_p.max3 = = . = 105,016 А

I_p.max4 = = . = 138,515 А

I_p.max5 = = . = 70 А

Первичная обмотка ТСН по формуле:

I_p.max = = = 3,964 А

трансформаторный подстанция короткий замыкание

5.3.1 Выбор выключателей

На стороне 110 кВ ПС целесообразно применять воздушные сетевые выключатели с металлическими дугогасительными камерами типа ВВУ или ВВБ в системах ввода и шин - ВВБ - 110Б - 31,5/2000 (или ВВУ - 110 - 40/2000).

На стороне 110 кВ ВН ТП целесообразно применять специально разработанные для таких ПС маломасляные выключатели типа ВМТ.

Промышленность выпускает маломасляные выключатели следующего типоразмера: ВМТ -110Б - 25/1250 УХЛ1

Таблица 5.9.

Выбор силових выключателей - 110 кВ

Подобные документы

• Выбор и проверка оборудования трансформаторной подстанции

  Разработка однолинейной схемы коммутации трансформаторной подстанции. Расчет активных и реактивных мощностей потребителей. Выбор типа понижающих трансформаторов. Расчет максимальных рабочих токов, сопротивлений элементов цепи короткого замыкания.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 07.05.2015
  

• Типы понижающих трансформаторов для питания тяговых, районных и нетяговых железнодорожных потребителей

  Структурная схема тяговой подстанции. Разработка однолинейной схемы тяговой подстанции. Расчетная схема тяговой подстанции. Расчет максимальных рабочих токов основных присоединений подстанции. Выбор коммутационных аппаратов. План тяговой подстанции.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 18.05.2010
  

• Характеристика трансформаторной подстанции "Россь" Волковысского района Гродненской области

  Обоснование целесообразности реконструкции подстанции. Выбор мощности трансформаторов трансформаторной подстанции. Расчет токов короткого замыкания и выбор основного оборудования подстанции. Расчетные условия для выбора электрических аппаратов.
  
  дипломная работа [282,5 K], добавлен 12.11.2012
  

• Расчет параметров подстанции

  Структурная схема тяговой подстанции. Определение трансформаторной мощности. Разработка схемы главных электрических соединений подстанции. Методика и принципы вычисления токов короткого замыкания, токоведущих частей и выбор необходимого оборудования.
  
  курсовая работа [467,9 K], добавлен 24.09.2014
  

• Проектирование трансформаторной подстанции

  Разработка структурной схемы подстанции, выбор количества и мощности силовых трансформаторов. Расчет количества присоединений РУ. Проведение расчета токов короткого замыкания, выбор токоподводящего оборудования и трансформаторов, техника безопасности.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 31.10.2009
  

• Проектирование трансформаторной подстанции 110/35/6 кВ

  Расчет мощности и выбор соответствующего оборудования для трансформаторной электрической подстанции двух предприятий - потребителей энергии первой и третьей категории. Определение мощности и числа трансформаторов, расчет токов короткого замыкания.
  
  курсовая работа [413,2 K], добавлен 18.05.2012
  

• Разработка проекта системы электроснабжения жилого комплекса "Пятница"

  Определение координат трансформаторной подстанции. Расчет электрических нагрузок жилого комплекса. Выбор силового трансформатора, защитной аппаратуры. Расчет токов короткого замыкания. Компенсация реактивной мощности на трансформаторной подстанции.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 31.05.2013
  

• Расчет трансформаторной подстанции для питания потребителей

  Расчет нагрузки и выбор главной схемы соединений электрической подстанции. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Выбор электрических аппаратов и проводников. Релейная защита, расчет заземления подстанции.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 17.12.2014
  

• Комплектные трансформаторные подстанции напряжением 35/6…10 кВ

  Быстродействующие выключатели постоянного тока. Выбор трансформатора, расчет мощности подстанции. Конструктивное исполнение комплектной трансформаторной подстанции. Термическое действие токов короткого замыкания. Общие сведения о качестве электроэнергии.
  
  курсовая работа [463,8 K], добавлен 01.04.2013
  

• Проект системы электроснабжения населенного пункта Кадниковский

  Проведение расчета силовых нагрузок для отдельно взятой трансформаторной подстанции при организации электроснабжения населенного пункта. Разработка схемы электрической сети мощностью 10 киловольт. Расчет токов короткого замыкания и заземления подстанции.
  
  дипломная работа [2,0 M], добавлен 15.02.2017
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам