Техническое перевооружение подстанции 110/35/10 кВ "Лопатки"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

подстанция электроснабжение трансформатор

Электрическая энергия является наиболее удобным и дешевым видом энергии. Широкое распространение электрической энергии обусловлено относительной легкостью ее получения, преобразования и возможностью ее передачи на большие расстояния.

Развитие энергетики России, усиление связей между энергосистемами требует расширение строительства электроэнергетических объектов.

Мощности подстанций непрерывно растут на всех ступенях системы электроснабжения, повышаются требования к их надежности, удобству и безопасности обслуживания.

В условиях необходимости обеспечения роста объемов производств, как в промышленных, так и в сельскохозяйственных сферах экономики страны, а так же бурного развития электроники и новейших технологий, неизбежен рост потребления электроэнергии не только имеющимися в настоящее время крупными промышленными центрами и предприятиями практически любых отраслей, но прогнозируемыми и организующимися мелкими фирмами, организациями, а так же бытовыми потребителями. При этом возникает ряд задач, непосредственно связанных с энергоснабжением потребителей. Одной из таких задач является качественное и бесперебойное снабжение электроэнергией. Ее решением может послужить как проектирование новых понижающих подстанций у потребителей, так и реконструкция уже имеющихся.

Подстанции играют огромную роль в качественном снабжении потребителей электроэнергией. Подстанции - это электроустановки, предназначенные для приема, преобразования и распределения электроэнергии. Они являются важным звеном в системе электроснабжения, поэтому грамотное проектирование подстанций является неотъемлемой частью дешёвого и бесперебойного энергоснабжения.

При модернизации подстанций стараются использовать типовые решения, схемы и элементы, что приводит к унификации оборудования и как следствие к удешевлению обслуживания и проектировочной стоимости. Но на практике, при реконструкции, приходится учитывать особенности месторасположения и другие исходные условия.

Меняющиеся требования, изменяющееся нагрузки потребителей, а так же высокая цена оборудования, сделали необходимым очень подробный и чёткий проверочный анализ, проводимый для установления соответствия установленной мощности трансформаторов, мощностям потребителей получающих питание от распределительного устройства, а также установленного оборудования требованиям современного этапа. Расчет включает в себя определение расчетных нагрузок, проверку мощностей и числа трансформаторов, выбор электрических аппаратов и токоведущих частей распределительных устройств, выбор схемы. С этой целью выполняются расчеты мощности и токов короткого замыкания. Необходимым условием при строительстве и эксплуатации подстанции является соблюдение мер безопасности и экологических норм.

Самой главной задачей при проектировании является выбор такого оборудования, которое будет не только обеспечивать качественное и бесперебойное энергоснабжение, но в то же время требовать минимальное обслуживание и быть дешевле своих аналогов.

Дипломный проект и исходные требования к его выполнению был выполнен на основании директивных и других требований изложенных в следующей нормативно-технической документации:

1 Правила устройства электроустановок;

2 Освещение естественное и искусственное. СниП 23-05-95;

3 Отопление, вентиляция и кондиционирование. СниП 2.04.05-91;

4 Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений. РД34.21.122-87;

5 ГОСТ 12.1.030-81 (2001) ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление;

6 ГОСТ 12.1.051-90 (2001) ССБТ. Электробезопасность. Расстояния безопасности в охранной зоне линий электропередачи напряжением свыше 1000 В;

7 ГОСТ 12.1.019-79 (2001) ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты;

8 Санитарные нормы и правила выполнения работ в условиях воздействия электрических полей промышленной частоты №5802-91;

9 Санитарные нормы и правила СанПин 2.2.2542-96;

10 РД 34.49.503-94 (с изм. 1 2000). Типовая инструкция по содержанию и применению первичных средств пожаротушения на объектах энергетической отрасли;

11 РД 34.49.504-96. Типовая инструкция по эксплуатации автоматических установок пожарной сигнализации на энергетических предприятиях;

12 ППБ 01-93 (1998, с изм. 1999). Правила пожарной безопасности в Российской Федерации;

13 Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий;

14 РД 153-34.0-35.617-2001 (с изм. 1 2001). Правила технического обслуживания устройств релейной защиты, электроавтоматики, дистанционного управления и сигнализации электростанций и подстанций 110-750 кВ (взамен РД 34.35.617-89);

15 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. ГОСТ 13109-97;

16 ГОСТ 13109-97. Электрическая энергия. Требования к качеству электрической энергии в электрических сетях общего назначения.



1. Обоснование проекта модернизации подстанции «лопатки» 110/35/10 Кв Лебяжьевский РЭС

В дипломном проекте планируется осуществить модернизацию районной понизительной подстанции, с использованием современных достижений нашей передовой науки (новые ячейки РУ НН, СН, ВН элегазовые выключатели, вакуумные выключатели, ОПНы и др.) Все это, а также многое другое предстоит внедрить в моем проекте. Выполнить проверку мощности силовых трансформаторов, выбрать высоковольтные аппараты, токоведущие части и другое оборудование подстанции. Устаревшую систему ОД, КЗ заменить на современные элегазовые выключатели. Обслуживание подстанции будет осуществляться Лебяжьевским РЭС Курганских электрических сетей.

Основанием для выбора этой темы послужило то, что происходит увеличения потребления электрической энэргии сельхозпроизводителями из-за ввода новых перерабатывающих комплексов сельхозпродукции, что оборудование данной подстанции морально и физически устарело и нуждается в замене, так как уже не выполняет тех требований по электробезопасности и надежности, которые введены в настоящее время.

Также сельскохозяйственный район, питаемый данной подстанцией, является районом перспективного развития, и новым потребителям требуется увеличение мощности подстанции также выбор надежной и гибкой схемы электрических соединений подстанции.

Решение о модернизации подстанции принято из условий, что строительство новой подстанции затруднено, так как оно предусматривает отыскание места строительства подстанции, питающих и отходящих линий, необходимость согласования со всеми коммуникациями районного центра, что приводит к неоправданным затратам.



1.1 Исходные данные для проектирования модернизации подстанции

Краткая характеристика объекта проектирования

Подстанция 110/35/10 кВ «Лопатки» находится на территории Лебяжьевского района Курганской области, входит в состав Лебяжьевского РЭС, относящихся к филиалу «ОАО КУРГАНЭНЕРГО» Курганские электрические сети.

Подстанция находится на восточной окраине села Лопатки на расстоянии 1 км от частного сектора.

Введена в эксплуатацию в 1965 году. Подстанция СКТП-сборная, двухтрансформаторная со шлейфовым заходом. ВЛ-110 Сухмень-Сетовное заходит на подстанцию через линейные разьеденители 110кВ, ОД-110, КЗ-110, ремонтную и секционную перемычки. В секционную перемычку включен секционный масляный выключатель МКП-110. Распредустройство 35 кВ состоит из двух секций 35кВ, секционный масляный выключатель типа ВМ-35. От РУ-35кВ отходят ВЛ-35 Саратовка, ВЛ-35Центральное. Распредустройство 10кВ состоит из двух секций шин 10кВ, ячейки К-47 с масляными выключателями типа ВК-10. Управление и релейная защита выполнены на оперативном переменном токе. Зашита оборудования подстанции от прямых ударов молнии осуществляется молниеотводами. Защита от волн перенапряжений, набегающих с линий, осуществляется вентильными разрядниками РВС-110, РВС-35 и РВО-10. Количество срабатываний разрядников РВС-110 и РВС-35 фиксируется электромагнитными регистрами. Проект ПС «Лопатки» был разработан с целью электроснабжения потребителей: пос. Лопатки, н.п. Песьяное, н.п. Племсовхоз, н.п. Колос, н.п. Худяково н.п. Калашное, ПС Саратовка, ПС Центральное.

В данное время потребителями электроэнергии ПС «Лопатки» являются: село Лопатки (ХПП, Маслозавод), н.п. Песьяное, н.п. Племсовхоз, н.п. Колос, н.п. Худяково н.п. Калашное, ПС Саратовка, ПС Центральное.

Питание потребителей осуществляется по двум отходящим воздушным линиям 35кВ, и пяти отходящим воздушным линиям 10 кВ.

На подстанции 110/35/10 кВ «Лопатки» в настоящее время, установлено следующее основное оборудование выпуска семидесятых годов.

ОРУ 110 кВ (выполнено по схеме из двух блоков с ремонтной перемычкой и секционным выключателем.):

разъединители РНДЗ-1-110/630; РНДЗ-2-110/630;

отделители ОД-110/630;

короткозамыкатели КЗ-110;

трансформаторы тока перемычки ТВТ - 110,150/5, ТШЛ - 0,5;

трансформаторы тока Т-1, Т-2:ТВТ - 110,100/5, ТФЗМ - 110,100/5.

разрядники РВС-110, РВС-35+РВС-15;

заземлитель ЗОН-110М-У1, З Н-110. В базовой схеме ПС со стороны высокого напряжения (ВН) силового трансформатора установлены блоки отделителя ОД-110 кВ и КЗ-110 кВ. Данные коммутационные аппараты устарели как физически, так и морально. Ежегодно, в весенний период, перед грозовым сезоном выполняется опробование данных коммутационных аппаратов. Каждые два - три года, при выполнении проверки, происходит отказ КЗ-110 кВ, или ОД-110 кВ, или происходит слом опорных изоляторов, которые, падая на землю, увлекают за собой соседние изоляторы (до двух-трех штук). При нормальной работе блоков КЗ-110 кВ и ОД-110 кВ происходит искусственное однофазное КЗ, которое в некоторых случаях достигает величины трехфазного КЗ, что негативно влияет на отключающие этот ток выключатели и в целом на все электрически связанное с местом КЗ оборудование. Кроме этого, достаточно часто имеют место случаи, когда при работе защиты силового трансформатора включается КЗ-110 кВ, а ОД-110 кВ не отключается. При этом отключаются два выключателя МВ-110 кВ: на ПС Половинное-СМВ-110 кВ и на конце питающей линии ВЛ-110 кВ, при этом АПВ этих выключателей оказывается неуспешным, что приводит к отключению ряда других ПС, запитанных от данной ВЛ-110 кВ.

В предлагаемой схеме ПС, со стороны ВН силового трансформатора планируется установка элегазового выключателя типа ВГБУ-110. В этом случае при работе защит силового трансформатора данный выключатель отключит поврежденный трансформатор, при этом ВЛ-110 кВ, и, следовательно, все ПС запитанные от неё, останутся в работе.

Кроме этого, к техническим достоинствам данного выключателя относятся:

· высокая электрическая прочность и дугогасящая способность элегаза, которые позволяют создать дугогасительное устройство на ток отключения 40 кА при напряжении 220 кВ на один разрыв при высокой скорости восстановления напряжения сети;

· элегазовые выключатели являются перспективными на напряжение 110 кВ и выше. За рубежом имеются успешные разработки на напряжение 220 кВ. В РФ ведется разработка выключателей на напряжение 6-10 кВ с номинальным током отключения до 40 кА;

· элегаз позволяет повысить нагрузку токоведущих частей и уменьшить их массу за счет своих охлаждающих свойств. Выключатели удобно использовать в элегазовых КРУЭ, в которых элегаз используется для изоляции, выпускаются выключатели серии ВГУ на напряжения 110, 220, 330 кВ, номинальный ток отключения до 45 кА, номинальный ток 3150 А. Время отключения выключателей 0,055 с.

ОРУ-35 (Распредустройство 35кВ состоит из двух секций шин 35кВ с секционным выключателем.):

выключатель ВМ-35; С-35;

разъединители РНДЗ-1-35; РНДЗ-2-35;

разрядник РВС-35;

трансформаторы тока ТВ-35;

трансформаторы напряжения ЗНОМ-35; В базовой схеме ПС со стороны среднего направления СН силового трансформатора расположено ОРУ-35 кВ с масляными выключателями типа С-35. В свое время они неплохо зарекомендовали себя, однако имеют ряд существенных недостатков:

· количество отключений, включений токов КЗ 30 - 50 раз;

· сложны в техническом обслуживании (необходимость два раза в год сливать конденсат, отправлять масло на испытание, в теплое время года расслаблять пружины привода, а в холодное - усиливать натяжение);

· опасны в пожарном отношении;

· опасны с экологической точки зрения (при утечке масла, участок под МВ оказывается пропитанным маслом, что негативно сказывается на окружающей среде и увеличивает пожароопасность данного оборудования;

· в зимний период необходимо расчищать большие участки и проходы от снега, что затрудняет оперативное обслуживание и производство оперативных переключений для оперативного персонала;

В предлагаемой схеме подстанции со стороны среднего напряжения силового трансформатора планируется установка ЗРУ 35 кВ с элегазовой изоляцией, оснащенной вакуумными выключателями производства «ABB» Германия. Его характеристики:

Конструкция ЗРУ:

o исполнение с одинарной сборной шиной;

o сваренные лазерным лучом корпуса из высококачественной стали;

o модульная конструкция;

o подсоединение ячеек посредством штеккерных соединений сборных шин;

o разгрузка давления по выбору на каждой ячейке или посредством декомпрессионных каналов;

o высота точки подключения кабелей 1250 мм;

o кабельные соединительные штекеры с внутренним конусом типоразмера 2 и 3;

o подключение шин с твердой изоляцией.

Металлический газонепроницаемый корпус ЗРУ:

o с элегазовой изоляцией;

o камера сборных шин в виде герметически закрытой системы под давлением;

o камера силового выключателя в виде герметически закрытой системы под давлением;

ЗРУ 35 кВ смонтировано в контейнерном металлическом здании, собранном из четырёх модулей. Помимо шкафов КРУ 35 кВ в контейнере установлены шкаф с аккумуляторными батареями, зарядные устройства, распределительные щиты 0,4 кВ переменного и постоянного тока, устройства пожарной безопасности, кондиционер, обогреватель и шкафы управления и релейной защиты.

Преимущества ЗРУ:

Максимальная безопасность:

§ секционированные камеры функциональных элементов;

§ корпуса обеспечивают полную защиту от доступа к опасным узлам;

§ полная независимость высоковольтного блока от окружающих воздействий;

§ высота над уровнем моря не влияет на диэлектрическую прочность.

Минимальная потребность в пространстве:

§ минимальные габариты распределительного устройства благодаря элегазовой изоляции;

§ экономия площади здания до 70% в сравнении с обычными распределительными устройствами.

Экономичность:

§ максимальная эксплуатационная готовность для пользователя;

§ максимальный срок службы устройства за счет независимости от окружающих условий;

§ значительная экономия эксплуатационных затрат для пользователя благодаря минимальным расходам на техническое обслуживание;

§ более длительный срок службы в сравнении с другими типами устройств обеспечивает экономию средств на новые инвестиции;

За счет экономии площади и пространства здания достигается снижение общих инвестиционных и эксплуатационных затрат.

КРУН 10 кВ серии К-47 (Распредустройство 10кВ состоит из двух секций шин 10кВ с секционным выключателем, ячейки К-47 с масляными выключателями типа ВК-10.):

ячейки К-47

выключатель ВК-10/20/630-У2;

разъединители РВП-10/400, РВЗ-10/630 IУ3;

разрядник РВО-10;

трансформаторы тока ТВЛМ-10;

трансформаторы напряжения НТМИ-10 1-СШ; НАМИ-10 2-СШ;

предохранители ПКН-10, ПКТ-10. В базовой схеме ПС со стороны низшего напряжения (НН) силового трансформатора установлен КРУН - 10 кВ с масляными выключателями типа ВК-10 кВ. Данные коммутационные аппараты имеют ряд недостатков:

· количество отключений, включений токов КЗ 30 - 35 раз;

· опасны в пожарном отношении;

· опасны с экологической точки зрения (при утечке масла, участок под МВ оказывается пропитанным маслом, увеличивается пожароопасность данного оборудования);

· при частых коммутациях из-за достаточно большого хода траверсы (160 мм) и сильного удара в конце хода привод МВ выходит из строя;

· Необходимость ежегодной замены масла и мониторинга его качества.

В предлагаемой схеме ПС, со стороны НН силового трансформатора в КРУН-10 кВ планируется установка выкатных элементов типа ВЭ/TEL-10-20/630, оснащенны вакуумными выключателями типа ВВ/TEL-10-20/1000.

Выкатные элементы серии ВЭ/TEL (далее ВЭ/TEL) предназначены для коммутации электрических цепей в нормальных и аварийных режимах в шкафах распределительных устройств внутренней установки номинальным напряжением до 10 кВ трехфазного переменного тока частотой 50 Гц для систем с изолированной или заземленной нейтралью. ВЭ/TEL предназначены для применения в шкафах КРУ серий К59, К104М, КМ1М, КМ_1Ф, КМВ, КРУН6 (10), К204ЭП, выпускаемых в настоящее время, а так же для замены маломасляных выключателей типа ВК10 и ВКЭ10 в ранее выпускаемых КРУ серии К47, К49, КМ1 и в шкафах КРУ вышеперечисленных серий.

Выкатные элементы серии ВЭ/TEL вобрали в себя все положительные качества выключателей серии ВВ/TEL и обладают следующими преимуществами:

· высокий механический и коммутационный ресурс, низкое токопотребление по цепям оперативного питания;

· отсутствие необходимости проведения ремонтов в течение всего срока службы;

· малые габариты и вес;

· комплексное решение, направленное на повышение удобства обслуживания КРУ благодаря установке выключателя на выкатном основании;

· полная совместимость со всеми типами ячеек, в которые предусмотрена установка выкатного элемента;

· наличие штатных блокировок, повышающих безопасность обслуживания ВЭ/TEL и предотвращающих возможность возникновения аварийных ситуаций в случае неправильных действий обслуживающего персонала.

Силовые трансформаторы:

Т1: ТДТН-10000/110;

Т2: ТДТН-10000/110.

Трансформаторы собственных нужд:

ТСН1: ТМ-63/10/0,4;

ТСН2: ТМ-63/10/0,4

1.2 Краткая характеристика подстанции

Генеральный план участка с обозначением места нахождения подстанции представлен на чертеже.

Подстанция Лопатки 110/35/10 кВ является проходной. Со стороны Т-1 питание осуществляется от подстанции Половинное 110/35/10 кВ. Со стороны Т-2 питание осуществляется от подстанции Макушино 220/110/10 кВ.

Протяженность ВЛ-110 кВ Макушино - Лопатки составляет 55 км. Кроме этого, к данному участку ВЛ-110 кВ подключена подстанция Сетовное 110/10 кВ со шлейфовым заходом на подстанцию. Протяженность ВЛ-110 кВ Половинное - Лопатки составляет 68,1 км. Выполнена данная ВЛ-110 кВ проводом АС-120. К данному участку ВЛ-110 кВ подключена подстанция Сухмень 110/10 кВ со шлейфовым заходом на подстанцию. Мощность к.з. системы на шинах (по данным ОАО «Курган Энерго»):

· ПС Макушино - S_к.max = 1074,33 МВ•А;

· ПС Половинное - S_к.max = 889,3 МВ•А.

Графики нагрузок представлены в таблицах 1.2 и 1.3, а так же на рисунках 1.2 и 1.3:

Таблица 1.2 - График нагрузок зимний

Часы	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
S10, МВ•А	4,66	4,66	4,66	4,91	5,26	6,15	5,9	6,05	5,9	5,75	5,51	5,41	5,75	5,51	5,9	6,65	6,75	6,65	6,6	6,05	5,85	5,11	4,81	4,71
S35, МВ•А	3,5	3,79	3,79	5,25	4,96	5,83	7,88	5,83	5,83	2,92	2,33	2,33	2,33	2,92	4,38	6,13	6,13	6,13	5,54	5,25	4,67	3,21	3,21	2,92
S?, МВ•А	8,16	8,45	8,45	10,2	10,2	12	13,8	11,9	11,7	8,67	7,84	7,74	8,09	8,42	10,3	12,8	12,9	12,8	12,1	11,3	10,5	8,32	8,02	7,63

Рис. 1.2 - График нагрузки зимний

Таблица 1.3 - График нагрузок летний

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22
2,29	2,29	2,29	2,29	2,29	2,76	2,76	3,1	3,48	3,52	3,57	3,52	3,24	3	2,52	2,76	3	3	3,48	3,48	3,81	3,81
1,51	1,79	1,79	3,19	2,91	3,75	4,87	3,19	3,19	0,39	0,39	0,39	0,39	0,95	2,35	4,03	3,75	3,75	3,19	3,19	2,91	1,51
3,8	4,08	4,08	5,48	5,2	6,52	7,64	6,29	6,67	3,92	3,96	3,92	3,63	3,95	4,88	6,8	6,75	6,75	6,67	6,67	6,72	5,32

Рис. 1.3 - График нагрузки летний

Таблица 1.4 График нагрузок среднегодовой

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22
3,48	3,48	3,48	3,60	3,78	4,46	4,33	4,58	4,69	4,64	4,54	4,47	4,50	4,26	4,21	4,71	4,88	4,83	5,04	4,77	4,83	4,46
2,51	2,79	2,79	4,22	3,94	4,79	6,38	4,51	4,51	1,66	1,36	1,36	1,36	1,94	3,37	5,08	4,94	4,94	4,37	4,22	3,79	2,36
5,98	6,27	6,27	7,82	7,71	9,25	10,71	9,09	9,20	6,29	5,90	5,83	5,86	6,19	7,58	9,79	9,82	9,77	9,41	8,99	8,62	6,82



Рис. 1.4 График нагрузки среднегодовой

Транзитная мощность, протекающая через секционный выключатель СМВ-110 ПС Лопатки, в течение суток может меняться от 0 до 1 МВ•А, причем как в сторону ПС Половинное, так и в сторону ПС Макушино. Принято считать, что ПС Лопатки является точкой потокораздела между этими подстанциями. Транзит мощности увеличивается в случае, когда выводится в ремонт или отключается от действия защит один из участков вышеперечисленных ВЛ-110 кВ.

1.3 Анализ возможных вариантов схемы подстанции при реконструкции

Предложенная схема подстанции удовлетворяет необходимым требованиям. Кроме этого, любое изменение схемы неизбежно приведет к удорожанию проекта, что нежелательно. В случае возрастания нагрузок целесообразнее будет построить новую, современную подстанцию.

1.4 Общая характеристика и анализ эффективности базовой схемы электроснабжения промышленного района

Базовая схемы подстанции следующая Подстанция СКТП-сборная, двухтрансформаторная со шлейфовым заходом. ВЛ-110 Сухмень-Сетовное заходит на подстанцию через линейные разьеденители 110кВ, ОД-110, КЗ-110, ремонтную и секционную перемычки. В секционную перемычку включен секционный масляный выключатель МКП-110. Распредустройство 35 кВ состоит из двух секций 35кВ, секционный масляный выключатель типа ВМ-35. От РУ-35кВ отходят ВЛ-35 Саратовка, ВЛ-35 Центральное. Распредустройство 10кВ состоит из двух секций шин 10кВ, ячейки К-47 с масляными выключателями типа ВК-10. Управление и релейная защита выполнены на оперативном переменном токе. В секционную перемычку включен секционный масляный выключатель МКП-110М. Силовые трансформаторы типа ТДТН - 10000/110 подключены через РТ - 110, ОД, КЗ - 110.

Распредустройство 35 кВ состоит из двух СШ 35 кВ. Секции шин 35 кВ разделены масляным выключателем С-35. От РУ 35 кВ отходят две линии ВЛ-35 кВ, от первой секции СШ-1-35 кВ отходит одна ВЛ-35 кВ находящаяся в резерве. От второй секции СШ-II-35 кВ отходит две ВЛ-35 кВ, которые в свою очередь питают две подстанции 35/10 кВ, обе подстанции проходного типа.

Распредустройство 10 кВ состоит из двух секций шин с ячейками К-47 и выключателями типа ВК - 10. От первой секции СШ-I-10 кВ отходят три линии ВЛ-10 кВ одна из которых кольцевая, кольцующаяся с другой подстанцией. От СШ-II-10 кВ отходят две ВЛ-10 кВ с двумя кольцевыми линиями одна из которых кольцуется с другой подстанцией.

Управление и релейная защита выполнена на оперативном переменном токе. Защита электрооборудования ПС от прямых ударов молнии осуществляется молниеотводами. Защита от волн перенапряжений, набегающих с линии, осуществляется вентильными разрядниками РВС-35, РВП - 10 и РВС-10.

Недостатком базовой схемы является наличие со стороны высшего напряжения (ВН) силовых трансформаторов блоков отделителя ОД-110 кВ и КЗ-110 кВ, а так же большое количество маслонаполненных коммутационных аппаратов. Кроме этого, со стороны низшего напряжения (НН) силовых трансформаторов наблюдается неравномерное распределение нагрузки по СШ-10 кВ. Это обусловлено невыгодным расположением КРУН-10 кВ, в результате чего, при строительстве линий 10кВ, ячейки 10 кВ добавлялись только к первой секции шин 10 кВ.

Особенности электрической нагрузки и ее влияние на показатели качества электроэнергии на подстанции

В районе нет крупных промышленных предприятий, электроприемники (мощные электродвигатели) которых работали бы в быстропеременных режимах и оказывали существенное влияние на качество поставляемой электроэнергии. Основная нагрузка - бытового и сельскохозяйственного назначения.

1.5 Задачи проектирования при модернизации подстанции

В связи с увеличением нагрузки необходимо выполнить проверку мощности силовых трансформаторов, выбрать высоковольтные аппараты, токоведущие части и другое оборудование подстанции, выполнить расчет освещения. Установка на подстанции нового оборудования, повлечет за собой некоторое изменение существующего контура заземления, а так же габаритов ОРУ. Поэтому необходимо выполнить расчет нового контура заземления и молниезащиты подстанции. В КРУН-10 кВ кроме замены масляных выключателей, предстоит выполнить перераспределение нагрузок на секциях шин 10 кВ, с тем, чтобы выровнять их значения. Кроме этого, необходимо выполнить разработку мероприятий по безопасности жизнедеятельности и организационно-экономических вопросов.



2. Модернизация подстанции 110/35/10 КВ «лопатки»

2.1 Выбор вариантов главной схемы электрических соединений подстанции

Со стороны высшего напряжения подстанции применена схема мостика с ремонтной перемычкой, секционным выключателем и выключателями в цепи силовых трансформаторов. Здесь используется электрооборудование наружной установки (ОРУ 110 кВ). На стороне 110 кВ установлены следующие высоковольтные аппараты: силовые выключатели элегазовые типа ВГБУ-110, разъединители типа РНДЗ-110 измерительные трансформаторы напряжения типа НКФ-110, ограничители перенапряжений типа ОПН-П2-110. Питание собственных нужд осуществляется от двух трансформаторов типа ТМ, мощностью 10 кВ•А.

На стороне 35 кВ применены шкафы КРУ внутренней установки типа ZX1.2 (ЗРУ 35 кВ). ЗРУ 35 кВ смонтировано в контейнерном металлическом здании, собранном из четырёх модулей, имеет одну систему сборных шин с двумя секциями, секционным выключателем и разъединителем. Помимо шкафов КРУ 35 кВ в контейнере установлены шкаф с аккумуляторными батареями, зарядные устройства, распределительные щиты 0,4 кВ переменного и постоянного тока, устройства пожарной безопасности, кондиционер, обогреватель и шкафы управления и релейной защиты.

На стороне 10 кВ установлен КРУН серии К-47 с одной секционированной системой сборных шин, вакуумными выключателями типа ВВ/TEL-10 на выкатных элементах типа ВЭ/TEL-10.

Предложенная схема подстанции удовлетворяет необходимым требованиям. Кроме этого, любое изменение схемы неизбежно приведет к удорожанию проекта, что нежелательно. В случае возрастания нагрузок, целесообразнее будет построить новую, современную подстанцию.



2.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

В соответствии с НТП [19] и ГОСТом 14209-85 на подстанциях 35-750 кВ всегда следует выбирать трехфазные трансформаторы (автотрансформаторы). В исключительных случаях возможно использование группы из однофазных или группы из двух трехфазных трансформаторов половинной мощности.

При наличии РУ трех (ВН, СН, НН) напряжений целесообразно использовать трехобмоточные трансформаторы или автотрансформаторы. Следует помнить, что при U_сн=35 кВ устанавливаются трехобмоточные трансформаторы, а при U_сн = 110кВ - автотрансформаторы.

Необходимость обеспечения требуемого качества напряжения у потребителей при изменяющейся нагрузке (ГОСТ 13109-97) требует применения на подстанциях 35 кВ и выше трансформаторов со встроенными устройствами для автоматического регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) [29]; [34].

На подстанциях 35-750 кВ всех категорий, как правило, предусматривают установку двух трансформаторов, мощность каждого из них выбирается, как правило, не более 70% максимальной нагрузки подстанции:

S_т.ном.?(0,65-0,7)·S_макс. (2.1)

где S_макс = 13,8 МВ•А

тогда S_т.ном = (0,65-0,7)·13,8 = 8,97 - 9,66 МВ•А

Исходя из этого, выбираем два трехфазных трехобмоточных трансформатора ТДТН-10000/110.

Мощность трансформаторов определяется с учетом аварийных и систематических перегрузок. В аварийных условиях (при отказе одного из трансформаторов) для трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц допускается в течение не более 5 суток перегрузка на 40%, но не более 6 часов в сутки, если коэффициент начальной нагрузки К₁ не превышает 0,93.

Систематическая перегрузка трансформаторов возможна за счет неравномерной нагрузки в течение суток, а также за счет недоиспользования ее при сезонных колебаниях при условии нормального износа изоляции.

С учетом допустимых аварийных и систематических перегрузок принимается наибольшее значение мощности трансформатора.

Для подсчета допустимой аварийной перегрузки действительный график зимней нагрузки преобразуется в эквивалентный двухступенчатый (рисунок 2.1).

Коэффициент максимальной нагрузки К₂ в интервале h =?h₁+?h₂+ … +?h_Р определяется по формуле [24] (предварительное значение ):

(2.3)

Если ?0,9•K_макс = 0,9, то принимают .

В нашем случае , но 0,9 • K_макс = 0,9• 1,38 = 1,24.

Если <0,9•K_макс, то ,

Окончательно принимаем .

В этом случае длительность перегрузки должна быть скорректирована:



, (2.4)

Для определения допустимости аварийных перегрузок был выбран наиболее тяжелый режим работы - зимний период. Расчет велся по зимнему графику нагрузок. По таблице 2.2 [24] определяем допустимость аварийных перегрузок, и делаем вывод о том, что выбранные трансформаторы проходят по аварийным перегрузкам. Следует отметить и тот факт, что таблица 2.2 [24] составлена для температуры охлаждения = 10^оС, а в зимнее время эта температура гораздо ниже, и, следовательно, условия охлаждения гораздо лучше. Это еще одно убедительное свидетельство того, что выбранный трансформатор будет надежно работать в условиях аварийных перегрузок, ведь, как известно, срок службы трансформатора в основном определяется длительностью и температурой нагрева изоляции его обмоток.

Рис. 2.1 - Двухступенчатый график зимней нагрузки

Далее определим допустимость систематических перегрузок, используя среднегодовой график нагрузки.

Для подсчета допустимой систематической перегрузки действительный график среднегодовой нагрузки преобразуется в двухступенчатый (рисунок 2.2).

Коэффициент начальной нагрузки К₁ эквивалентного графика определяется по формуле [24]:

, (2.5)

где S₁, S₂,…, S_m - значения нагрузки в интервалах ?t₁, ?t₂,…, ?t_m;

S_ном ? S_сред. - находится из заданного графика нагрузок.

Коэффициент максимальной нагрузки К₂ в интервале h =?h₁+?h₂+ … +?h_Р определяется по формуле [24] (предварительное значение ):

(2.6)

Если ?0,9•K_макс = 0,9, то принимают .

В нашем случае , но 0,9 • K_макс = 0,9• 1,07 = 0,963.

.

Окончательно принимаем .

По таблице 2.1 [24] определяем допустимость систематических перегрузок, и делаем вывод о том, что выбранные трансформаторы проходят по систематическим перегрузкам.

Рис. 2.2 - Двухступенчатый среднегодовой график нагрузки

2.3 Расчет токов короткого замыкания

Составление однолинейной схемы и схемы замещения

Расчетная схема - это однолинейная электрическая схема рассматриваемой или проектируемой установки, в которой включены все источники питания и все связи между ними. Расчетная схема установки для расчета токов к.з. должна отражать нормальный режим её работы.

На расчетной схеме сети в однолинейном изображении указываются источники питания (энергосистема, генераторы) и элементы сети (линии электропередачи, трансформаторы, реакторы), связывающие источники питания с точками к.з.

На расчетной схеме указываются точки к.з., для которых необходимо рассчитать токи к.з.

Распределительные устройства (РУ) напряжений 35 кВ и выше для упрощения рекомендуется условно показывать на расчетных схемах, одной прямой, не расшифровывая схемы РУ.

Расчетная схема сети представлена на рисунке 2.3.

Рис. 2.3 - Расчетная схема сети

Схема замещения представляет собой ту же расчетную однолинейную схему, в которой все элементы представлены (замещены) своими сопротивлениями (либо индуктивными, либо полными). В большинстве случаев элементы схемы представлены в схеме замещения своими индуктивными сопротивлениями (в случае, когда R > 1/3 X, производится учет их активного сопротивления, то есть схема замещения представляется полным сопротивлением или комплексным).

Для упрощения расчетов сопротивления элементов схемы выражают в относительных единицах, то есть в долях или процентах от некоторой заданной (базисной) величины.

Схема замещения сети представлена на рисунке 2.4.

Рис. 2.4 - Схема замещения сети

Выбор аварийных точек к.з. и расчетных видов к.з.

Расчетную точку к.з. намечают для выбора аппаратов и токоведущих частей каждого присоединения. Ее местоположение выбирают так, чтобы через данный аппарат или проводник проходил наибольший возможный ток к.з.

В нашем случае, точки к.з. будут находиться на шинах подстанции со стороны высшего, среднего и низшего напряжения силового трансформатора. Будем определять ток трехфазного к.з.

Расчет сопротивлений элементов схемы будем вести в относительных единицах.

За базисную ступень напряжения, возьмем ступень 110 кВ. Базисное напряжение принимаем U_{Б 110} = 115 кВ, базисная мощность S_Б = 100 МВ•А.

Базисная мощность принимается одной и той же на всех ступенях напряжения, а базисное напряжение U_Б на каждой ступени свое. Далее для каждой ступени напряжения находим базисный ток и базисное сопротивление.

Найдем базисное напряжение на ступени 35 кВ и 10 кВ. Коэффициент трансформации будем брать в направлении от основной ступени к искомой.

(2.7)

Где К₁ - коэффициент трансформации силового трансформатора.

Находим базисные сопротивления на каждой ступени с учетом найденных значений базисных напряжений.

(2.8)

Находим базисный ток на каждой ступени с учетом найденных значений базисных напряжений.



(2.9)

Определим сопротивление трансформатора в относительных единицах приведенных к базисным условиям.

(2.10)

Определим сопротивление системы в относительных единицах приведенных к базисным условиям.

(2.11)

Определим сопротивление линий в относительных единицах приведенных к базисным условиям.

, (2.12)

, (2.13)

Где r_уд и х_уд - удельные активные и индуктивные сопротивления линий.

Участок ВЛ-110 кВ Половинное - Лопатки выполнен проводом АС-120. Протяженность этого участка составляет 68,1 км.

Протяженность ВЛ-110 кВ Макушино - Лопатки составляет 55 км. Выполнена данная ВЛ-110 кВ проводом АС-120.

ВЛ-110 кВ Половинное - Лопатки:

ВЛ-110 кВ Половинное - Лопатки:

ВЛ-110 кВ Макушино - Лопатки:

Выполним дальнейшее преобразование сети:



Рис. 2.5 - Схема замещения сети

(2.14)

(2.15)

Объединим две генерирующие ветви:

(2.16)



(2.17)

Рис. 2.6 - Схема замещения сети

Определяем токи на стороне ВН трансформатора для выбора выключателей [28].



(2.18)

(2.19)

Определяем токи в цепи секционного выключателя 110 кВ.

Обычно ток, проходящий по сборным шинам, секционному и шиносоединительному выключателю, не превышает I_макс самого мощного генератора или трансформатора, присоединенного к этим шинам. [28, с. 172].

Исходя из этого, в нашем случае для секционного выключателя 110 кВ:

I_макс = 70,37 А.

Определяем токи на стороне СН трансформатора для выбора выключателей и ЗРУ-35 кВ [28].

Определяем токи в цепи секционного выключателя 35 кВ.

Обычно ток, проходящий по сборным шинам, секционному и шиносоединительному выключателю, не превышает I_макс самого мощного генератора или трансформатора, присоединенного к этим шинам. [28, с. 172].

Исходя из этого, в нашем случае для секционного выключателя 35 кВ:

I_макс = 210,2 А.

Определяем токи в цепи отходящих ВЛ - 35 кВ для выбора выключателей.

Для п параллельных линий:

(2.20)

(2.21)

Определяем токи на стороне НН трансформатора для выбора выключателей [28].

Определяем токи в цепи секционного выключателя 10 кВ.

Обычно ток, проходящий по сборным шинам, секционному и шиносоединительному выключателю, не превышает I_макс самого мощного генератора или трансформатора, присоединенного к этим шинам. [28, с. 172].

Исходя из этого, в нашем случае для секционного выключателя 10 кВ:

I_макс = 735,68 А.

Определяем токи в цепи отходящих ВЛ - 10 кВ для выбора выключателей.

Для п параллельных линий:



2.4 Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей

Выбор электрических аппаратов высокого напряжения

Определим начальное значение периодической составляющей тока К.З., i_уд и S_К в точке К₁:

(2.22)

(2.23)

Где k_у=1,93 [24, таблица 2.5]

Мощность К.З.:

(2.24)

Периодическая составляющая тока к.з. от системы к моменту ф не меняется:

I_п.с.ф = I_п.о.с. = I_п.с. = 4,77 кА



Определим значение тепловых импульсов для заданных точек К.З. Для схемы вида «Система» вычисляют сразу тепловой импульс от полного тока К.З. по формуле:

(2.25)

где [28, с. 155].

- [24, таблица 2.5]

Для выключателей со временем отключения более 0,08 с. Значение номинального относительного содержания апериодической составляющей тока к.з. в_н<0,2 и в расчетах принимается в_н = 0, тогда апериодическую составляющую можно не учитывать. [24, с. 12].

Выбираем выключатель на стороне ВН трансформатора: ВГБУ-110-40 / 2000 У1.

Таблица 2.1.

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
1. Uном ? Uсети	Uсети = 110 кВ.	Uном = 110 кВ.
2. Iном ? Iнорм.max, Iдлит.max	Iдлит.max = 70,37 А	Iном = 2000 А.
3. Iотк.ном ? Iп.ф	Iп.ф = 4,77 кА	Iотк.ном = 40кА
4. iдин.ст ? iуд	iуд = 12,9 кА	iдин.ст = 102 кА
5. Номинальный ток отключения: асимметричный ·1откл.ном (1+вн) ? · Iп.ф + iа.ф
6. I2Т · tТ ? ВК	ВК = 6,25 кА2 •с	402 · 3 = 120 кА2 •с

Секционный выключатель на стороне 110 кВ будет таким же.

Выбор выключателя на стороне СН трансформатора

Определим начальное значение периодической составляющей тока К.З., i_уд и S_К в точке К₂:

(2.26)

(2.27)

Где k_у=1,9 [24, таблица 2.5]

Мощность К.З.:

(2.28)

Периодическая составляющая тока к.з. от системы к моменту ф не меняется:

I_п.с.ф = I_п.о.с. = I_п.с. = 1,35 кА

Определим значение тепловых импульсов для заданных точек К.З. Для схемы вида «Система» вычисляют сразу тепловой импульс от полного тока К.З. по формуле:



(2.29)

где t_отк = 2,2 [28, с. 155].

- [24, таблица 2.5]

Для выключателей со временем отключения более 0,08 с. значение номинального относительного содержания апериодической составляющей тока к.з. в_н<0,2 и в расчетах принимается в_н = 0, тогда апериодическую составляющую можно не учитывать [24, с. 12].

Выбираем выключатель на стороне СН трансформатора: VD4-4012-25.

Таблица 2.2

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
1. Uном ? Uсети	Uсети = 38,5 кВ.	Uном = 40,5 кВ.
2. Iном ? Iнорм.max, Iдлит.max	Iдлит.max = 210,2 А	Iном = 1250 А.
3. Iотк.ном ? Iп.ф	Iп.ф = 1,35 кА	Iотк.ном = 25 кА
4. iдин.ст ? iуд	iуд = 3,63 кА	iдин.ст = 63 кА
5. Номинальный ток отключения: асимметричный ·1откл.ном (1+вн) ? · Iп.ф + iа.ф
6. I2Т · tТ ? ВК	ВК = 4,1 кА2 •с	252 · 3 = 75 кА2 •с

Секционный выключатель на стороне 35 кВ будет таким же.

Выбор ЗРУ-35 кВ на стороне СН трансформатора

Выбор будет выполнен по тем же параметрам начального значения периодической составляющей тока К.З., i_уд и S_К, что и в точке К₂.

Выбираем газоизолированное распределительное устройство типа ZX1,2.



Таблица 2.3

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
1. Uном ? Uсети	Uсети = 38,5 кВ.	Uном = 40,5 кВ.
2. Iном ? Iнорм.max, Iдлит.max	Iдлит.max = 210,2 А	Iном = 2500 А.
3. Iотк.ном ? Iп.ф	Iп.ф = 1,35 кА	Iотк.ном = 31,5 кА
4. iдин.ст ? iуд	iуд = 3,68 кА	iдин.ст = 31,5 кА
5. Номинальный ток отключения: асимметричный ·1откл.ном (1+вн) ? · Iп.ф + iа.ф
6. I2Т · tТ ? ВК	ВК = 4,1 кА2 •с	31,52 · 3 = 94,5 кА2 •с

Выбор выключателей в цепи отходящих ВЛ-35 кВ на стороне СН трансформатора

Выбор будет выполнен по тем же параметрам начального значения периодической составляющей тока К.З., i_уд и S_К, что и в точке К₂.

Выбираем выключатель в цепи отходящих ВЛ-35 кВ: VD4-4012-25.

Таблица 2.4

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
1. Uном ? Uсети	Uсети = 38,5 кВ.	Uном = 40,5 кВ.
2. Iном ? Iнорм.max, Iдлит.max	Iдлит.max = 210,2 А	Iном = 1250 А.
3. Iотк.ном ? Iп.ф	Iп.ф = 1,35 кА	Iотк.ном = 25 кА
4. iдин.ст ? iуд	iуд = 3,68 кА	iдин.ст = 63 кА
5. Номинальный ток отключения: асимметричный ·1откл.ном (1+вн) ? · Iп.ф + iа.ф
6. I2Т · tТ ? ВК	ВК = 4,1 кА2 •с	252 · 3 = 75 кА2 •с

Выбор выключателя на стороне НН трансформатора

Определим начальное значение периодической составляющей тока К.З., i_уд и S_К в точке К₁:

(2.30)

(2.31)

Где k_у=1,8 [24, таблица 2.5]

Мощность К.З.:

(2.32)

Периодическая составляющая тока к.з. от системы к моменту ф не меняется:

I_п.с.ф = I_п.о.с. = I_п.с. = 3 кА

Определим значение тепловых импульсов для заданных точек К.З. Для схемы вида «Система» вычисляют сразу тепловой импульс от полного тока К.З. по формуле:

(2.33)



где t_отк = 1,9 с. [28, с. 155].

- [24, таблица 2.5]

Для выключателей со временем отключения более 0,08 с. значение номинального относительного содержания апериодической составляющей тока к.з. в_н<0,2 и в расчетах принимается в_н = 0, тогда апериодическую составляющую можно не учитывать. [24, с. 12].

Выбираем выключатель на стороне НН трансформатора: ВВ/TEL-10-12,5/1000 У2.

Таблица 2.5

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
1. Uном ? Uсети	Uсети = 10 кВ.	Uном = 10 кВ.
2. Iном ? Iнорм.max, Iдлит.max	Iдлит.max = 735,68 А	Iном = 1000 А.
3. Iотк.ном ? Iп.ф	Iп.ф =3 кА	Iотк.ном = 12,5 кА
4. iдин.ст ? iуд	iуд = 7,6 кА	iдин.ст = 32 кА
5. Номинальный ток отключения: асимметричный ·1откл.ном (1+вн) ? · Iп.ф + iа.ф
6. I2Т · tТ ? ВК	ВК = 17,5 кА2 •с	12,52 · 3 = 37,5 кА2 •с

Секционный выключатель на стороне 10 кВ будет таким же.

Данный выключатель установлен на выкатном элементе типа ВЭ/TEL-10-12,5/1000. Его технические характеристики такие же как и у выключателя.

Выбор выключателей в цепи отходящих ВЛ-10 кВ на стороне НН трансформатора

Выбор будет выполнен по тем же параметрам начального значения периодической составляющей тока К.З., i_уд и S_К, что и в точке К₃.

Выбираем выключатель в цепи отходящих ВЛ-10 кВ: ВВ/TEL-10-12,5/630 У2.

Таблица 2.6

Условие выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
1. Uном ? Uсети	Uсети = 10 кВ.	Uном = 10 кВ.
2. Iном ? Iнорм.max, Iдлит.max	Iдлит.max = 39,4 А	Iном = 630 А.
3. Iотк.ном ? Iп.ф	Iп.ф = 3 кА	Iотк.ном = 12,5 кА
4. iдин.ст ? iуд	iуд = 7,6 кА	iдин.ст = 32 кА
5. Номинальный ток отключения: асимметричный ·1откл.ном (1+вн) ? · Iп.ф + iа.ф
6. I2Т · tТ ? ВК	ВК = 17,5 кА2 •с	12,52 · 3 = 37,5 кА2 •с

Данный выключатель установлен на выкатном элементе типа ВЭ/TEL-10-12,5/630. Его технические характеристики такие же как и у выключателя.

Выбор ОПН

Электрооборудование открытых распределительных устройств защищается от прямых попаданий молний, от набегающих с линии волн атмосферных перенапряжений и от внутренних перенапряжений. Для защиты о прямых ударов молнии, как правило, применяют стержневые молниеотводы. Защита подстанций от набегающих волн достигается установкой ОПН и осуществлением защитных мероприятий на подходе линии к РУ (защитные тросы, ОПН).

Со стороны ВН силового трансформатора устанавливаем ОПН-П1-150/115/10/3УХЛ1.

Со стороны СН силового трансформатора устанавливаем ОПН-П1-35/40,5/10/2 УХЛ1.

Со стороны НН силового трансформатора устанавливаем ОПН-П1-10/12,0/10/2

Выбор шин, токопроводов, изоляторов и кабелей

Со стороны 110 кВ и 10 кВ шины, токопроводы и изоляция остаются прежними, поскольку мощность силовых трансформаторов не изменилась.

Со стороны 35 кВ необходимо выбрать кабели от силового трансформатора до ввода 35 кВ, и кабели от выключателей до линейных разъединителей ВЛ-35 кВ. В базовом варианте на месте кабелей были токопроводы и спуски 35 кВ.

Выполним расчет КЛ «Т1 - Q8». Остальные расчеты выполнены аналогично, данные сведены в таблицу 2.7.

Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:

, (2.34)

где S _p,к - полная мощность, которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме.

Сечение кабельной линии, определяемое по экономической плотности тока:

(2.35)

где j_э - экономическая плотность тока, зависящая от типа кабеля и продолжительности Т_м использования максимума нагрузки.

По результату расчета выбираем кабель, имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к F_э.



[1] (2.36)

Где k_з.г - коэффициент загрузки графика нагрузки;

Т - количество часов в году.

[1] (2.37)

Где Р_с - средняя нагрузка, кВт;

Р_макс - максимальная нагрузка по графику.

(2.38)

Где Э_а - потребленная за сутки электроэнергия, мВт•ч.

(2.39)

По таблице 4.4 [28, с. 187] определяем экономическую плотность тока:

j_э = 1,6

тогда

Минимальное стандартное сечение кабеля 35 кВ с алюминиевой жилой - 50 мм² (предприятие «АББ Москабель»). Выбираем для всех присоединений кабель марки АПвПг 1х50/16-35.

Таблица 2.7

№ п/п	Конечные пункты кабельной линии	S p,k, МВА	Ip,k, А	Fэ, мм2	ft.с, мм2	Тип и кол-во кабелей	Способ прокладки
1	Т1 - Q8	3,94	59,1	50	22,2	3?АПвПг	В воздухе
2	Т2 - Q3	3,94	59,1	50	22,2	3?АПвПг	В воздухе
3	Q2 - W4	1,97	29,5	50	22,2	3?АПвПг	В воздухе
4	Q4 - W5	1,97	29,5	50	22,2	3?АПвПг	В воздухе
5	Q7 - W6	1,97	29,5	50	22,2	3?АПвПг	В воздухе
6	Q9 - W7	0,985	14,8	50	22,2	3?АПвПг	В воздухе
7	Q10 - W8	0,985	14,8	50	22,2	3?АПвПг	В воздухе

АПвПг - алюминиевая жила с изоляцией из сшитого полиэтилена, с оболочкой из полиэтилена и герметизацией экрана, одножильный.

Нагрузка на кабель А

Iдоп.

Кп,

Кt,

I'доп.

КАВ

I'АВ

l,

R0,

x0,

?u,

В норм. режиме

В послеаварийном режиме

A

о.е.

о.е.

A

о.е.

A

м

Ом/ км

Ом/ км

%

59,1

118,2

225

0,85

1,0

191

1,4

267

30

0,641

0,228

0,006

Подобные документы

• Расчет и проектирование транзитной тяговой подстанции постоянного тока

  Разработка эскизного проекта тяговой подстанции постоянного тока: обоснование главной схемы, выбор числа, типа и мощности рабочих и резервных тяговых агрегатов и трансформаторов; расчет токов короткого замыкания; аппаратура и схема питания подстанции.
  
  курсовая работа [913,8 K], добавлен 29.07.2013
  

• Проект подстанции для прядильного цеха ООО "Шуйско-Тезинская фабрика"

  Определение расчетных нагрузок предприятия. Выбор числа и мощности трансформаторов. Схема электроснабжения подстанции и расчет питающих линий. Определение токов короткого замыкания, заземления; выбор защитных средств. Разработка конструкции подстанции.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 10.06.2014
  

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

  Расчет суммарной расчетной мощности подстанции на шинах 10 кВ. Выбор числа и расчет мощности силовых трансформаторов. Определение токов короткого замыкания. Выбор электроаппаратов, токопроводов, заземляющих устройств по условиям рабочего режима.
  
  дипломная работа [775,7 K], добавлен 23.09.2014
  

• 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
  

• Проект узловой подстанции 330/35/6

  Выбор числа и мощности силовых трансформаторов и сечений проводов питающих высоковольтных линий. Разработка принципиальной электрической схемы подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Проверка электрических аппаратов и токоведущих частей подстанции.
  
  курсовая работа [498,0 K], добавлен 24.11.2012
  

• Проектирование узловой подстанции 220/35/10

  Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Проверка коэффициентов их загрузки. Разработка и обоснование принципиальной электрической схемы подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Выбор и проверка основного электрооборудования. Выбор изоляторов.
  
  курсовая работа [615,2 K], добавлен 12.06.2011
  

• Выбор основного оборудования электрической подстанции

  Распределение электроэнергии по суммарной мощности потребителей. Выбор числа трансформаторов на подстанции. Разработка принципиальной схемы соединений. Расчет токов короткого замыкания. Оценка основного и вспомогательного оборудования подстанции.
  
  курсовая работа [503,8 K], добавлен 27.11.2013
  

• Проектирование электрической подстанции 110/10 кВ

  Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания и их ограничение. Определение структурной схемы. Разработка главной схемы подстанции. Выбор и проверка электрических аппаратов, кабелей и электроизмерительных приборов.
  
  курсовая работа [3,5 M], добавлен 22.09.2014
  

• 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
  

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

  Определение расчетной нагрузки района. Выбор мощности и схем тупиковой подстанции. Изучение схемы электроснабжения района. Подбор линий электропередач и мощности силовых трансформаторов районной понизительной подстанции. Расчет токов короткого замыкания.
  
  дипломная работа [175,8 K], добавлен 30.06.2015
  

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