Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

НОВОСИБИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНиВЕРСИТЕТ

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

«Производство электрической энергии»

Выполнил:

Студент

4 курса, ЭЭз-91 группы

Вариант №4

Александров Алексей

Леонидович

Проверил:

Купарев Михаил Анатольевич

2013



Оглавление

Введение

1. Обработка графиков нагрузок

2. Выбор схемы типовой подстанции

4. Расчет токов короткого замыкания

5. Расчет токов продолжительного режима.

6. Выбор основного оборудования

6.1 Выбор выключателей

6.1.1 Выбор выключателей на стороне 220 кВ

6.1.2 Выбор выключателей на стороне 110 кВ

6.1.3 Выбор выключателей на стороне 10 кВ

6.2 Выбор разъединителей 220 кВ

6.2.1 Выбор разъединителей на стороне 220 кВ

6.2.2 Выбор разъединителей на стороне 110 кВ

6.2.3 Выбор разъединителей на стороне 10 кВ

6.3 Выбор реакторов

6.4 Выбор сечения кабельной линии

6.5 Выбор измерительных трансформаторов в цепи ВЛ 110 кВ

6.6 Выбор сборных шин и токопроводов

6.6.1 Выбор сборных шин на стороне 110 кВ

6.6.2 Выбор сборных шин на стороне 10 кВ

6.6.3 Выбор провода для присоединения трансформаторов к СШ 110 кВ

Список литературы



Введение

В курсовом проекте согласно заданию необходимо спроектировать понижающую подстанцию с одним питающим (высшим) и двумя потребительскими напряжениями, к шинам которых подключены нагрузки. В процессе проектирования необходимо решить следующие задачи:

разработать схему типовой понижающей ПС;

выбрать число и мощность трансформаторов (автотрансформаторов);

рассчитать токи КЗ на всех сторонах трансформатора;

выбрать выключатели и разъединители во всех РУ;

выбрать измерительные трансформаторы на стороне среднего напряжения:

а) тока - в цепи отходящей линии;

б) напряжения - на сборных шинах;

при необходимости ограничения токов КЗ на стороне низшего напряжения выбрать реактор в цепи трансформатора;

выбрать токопроводы в цепи трансформатора на сторонах НН и СН;

выбрать сборные шины в РУ СН;

выбрать кабель в цепи отходящей линии на низшем напряжении;

изобразить главную схему электрических соединений ПС с указанием на ней выбранных аппаратов, а также трансформаторов тока (ТА), трансформаторов напряжения (ТV), заземляющих ножей, ограничителей перенапряжения.

Поставленные задачи должны решаться с учетом требований ПУЭ, типовых решений и других нормативных документов.

Главная схема подстанции должна быть изображена с учетом требований ГОСТ. Схема вычерчивается на миллиметровой бумаге в карандашном исполнении или с использованием компьютерной техники.

Исходные данные в соответствии с приведенной таблицей.

№ варианта

Система

Потребители среднего напряжения

Потребители низшего напряжения

Тип ПС

Место строительства ПС

Напряжение

Число ЛЭП связи с системой

Длина ЛЭП

Мощность КЗ на шинах системы

Количество отходящих от ПС ЛЭП

Транзитная мощность

Напряжение

Число потребителей

Максимальная активная мощность одной ЛЭП

Коэффициент мощности

Коэффициент одновременности

Доля потребителей 3 категории

Напряжение

Число потребителей

Максимальная активная мощность одной ЛЭП

Коэффициент мощности

Коэффициент одновременности

Доля потребителей 3 категории

кВ

Шт.

Км

МВА

Шт

МВт

кВ

Шт

МВт

о.е

о.е

о.е

кВ

Шт

МВт

о.е

о.е

о.е

1

110

2

45

3000

-

-

35

6

10

0,92

0,84

0,25

6,3

18

1,5

0,92

0,89

0,2

Тупик

Н-ск

График нагрузки представлен на графике:

График нагрузок на стороне среднего напряжения следует принять двухступенчатым (с 8 до 18 ч - 100%, остальное время - 65% от максимума). График нагрузок на стороне НН в соответствии с заданием.

1. Обработка графиков нагрузок

Проект предусматривает проектирование подстанции 110/35/10 кВ. Подстанция предназначена для питания потребителей подключенных к шинам 6 кВ и 35 кВ.

Суточные нагрузки подстанции приведены в таблице 2

Суточные нагрузки подстанции.

Таблица 2

U, кВ	Pуст, МВт	Сутки	Ед. изм.	Часы суток	Рнб
				0-2	2-4	4-6	6-8	8-10	10-12	12-14	14-16	16-18	18-20	20-22	22-24
6	22,68	Активная	%	50	50	50	50	100	100	80	80	80	60	60	60	22,68
			МВт	11,34	11,34	11,34	11,34	22,68	22,68	18,14	18,14	18,14	13,61	13,61	13,61
		Реактивная	Мвар	4,83	4,83	4,83	4,83	9,66	9,66	7,73	7,73	7,73	5,80	5,80	5,80
35	53,4	Активная	%	65	65	65	65	100	100	100	100	100	65	65	65	53,40
			МВт	34,71	34,71	34,71	34,71	53,40	53,40	53,40	53,40	53,40	34,71	34,71	34,71
		Реактивная	Мвар	14,79	14,79	14,79	14,79	22,75	22,75	22,75	22,75	22,75	14,79	14,79	14,79
110	76,08	Активная	МВт	46,05	46,05	46,05	46,05	76,08	76,08	71,54	71,54	71,54	48,32	48,32	48,32	76,08
		Реактивная	Мвар	19,62	19,62	19,62	19,62	32,41	32,41	30,48	30,48	30,48	20,58	20,58	20,58
		Полная	МВА	50,05	50,05	50,05	50,05	82,70	82,70	77,77	77,77	77,77	52,52	52,52	52,52	82,70

Для правильного выбора номинальной мощности трансформаторов воспользуемся суточными графиками нагрузки - продолжительности нагрузок в течении суток на стороне 6 кВ и 35 кВ и суммарный график 6 кВ + 35 кВ.

Графики нагрузок представлены на рис. №1, №2, №3

Рис. 1. Суточный график нагрузок на стороне 6 кВ

Рис. 2 Суточный график нагрузок на стороне 35 кВ



Рис. 3 Суточный график нагрузок на стороне 110 кВ

Из заданных графиков определяем:

-годовое потребление энергии;

-продолжительность использования максимальной нагрузки;

-среднюю нагрузку за год;

-коэффициент заполнения графика;

-продолжительность максимальных потерь.

Пример расчета на стороне 110 кВ:

Определяем годовое потребление энергии на стороне 110 кВ:

где - мощность i-й ступени графика;

- продолжительность ступени.

Продолжительность использования максимальной нагрузки:

где - максимальная активная мощность.

Средняя нагрузка установки за год:

где - длительность рассматриваемого периода - год.

Коэффициент заполнения графика на стороне 110 кВ:

Продолжительность максимальных потерь:

Результаты расчетов для НН и ВН приведены в таблице 3.

Основные показатели, определяемые по графикам нагрузки.

Таблица 3

Сторона НН (6 кВ)
Показатель	Обознач.	Ед.изм.	Величина
Годовое потребление энергии		МВт*ч	135762,48
Продолжительность использования максимальной нагрузки		ч	5986,00
Средняя нагрузка за год		МВт	15,50
Коэффициент заполнения графика		-	0,68
Продолжительность максимальных потерь		ч	6329,98
Сторона 35 кВ
Показатель	Обознач.	Ед.изм.	Величина
Годовое потребление энергии		МВт*ч	372278,10
Продолжительность использования максимальной нагрузки		ч	6971,50
Средняя нагрузка за год		МВт	42,50
Коэффициент заполнения графика		-	0,80
Продолжительность максимальных потерь		ч	7193,27
Сторона 110 кВ
Показатель	Обознач.	Ед.изм.	Величина
Годовое потребление энергии		МВт*ч	508040,58
Продолжительность использования максимальной нагрузки		ч	6677,72
Средняя нагрузка за год		МВт	58,00
Коэффициент заполнения графика		-	0,76
Продолжительность максимальных потерь		ч	6935,92

2. Выбор схемы типовой подстанции

Все подстанции делятся на следующие типы:

- тупиковые, получающие питание от одной электроустановки по одной или двум воздушным линиям (ВЛ);

- ответвительные ПС, присоединяющиеся глухой отпайкой к проходящим ВЛ;

- проходные ПС, включающиеся в рассечку ВЛ;

- узловые ПС, представляющие собой сложные узлы систем.

Согласно варианту задания выбираем тупиковую подстанцию.

Таким образом, намечаем следующую схему подстанции 110/35/6 кВ

Рис. 4: Принципиальная схема ТП 110/35/6

Практически однозначно решается вопрос и о количестве трансформаторов. Допустимо использовать один трансформатор, если питание потребителей может осуществляться от других источников (в задании последнее не предусматривается).

Использование более двух трансформаторов должно обосновываться. Поэтому, число трансформаторов на ПС принимается равным двум.

Выбор схем РУ всех трех напряжений определяется указаниями по применению типовых схем РУ напряжением 6-750 кВ подстанций. Рекомендации, касающиеся РУ напряжением 6-10 и 35-750 кВ приведены в приложении 1 методички.

3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Выбор трансформаторов включает в себя определение числа, типа и номинальной мощности трансформаторов структурной схемы проектируемой подстанции.

Так как большей частью от подстанции питаются потребители всех трех категорий и питание от системы подводиться лишь со стороны ВН, то по условию надежности требуется установка двух трансформаторов.

Номинальная мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции, как правило, определяется аварийным режимом работы подстанции: при установке двух трансформаторов их мощность выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного из них оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной перегрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей.

При установке двух трансформаторов мощность определяется из условия:

подстанция ток замыкание трансформатор

где - наибольшая нагрузка подстанции.

- число трансформаторов

В данном случае возможна установка двух трансформаторов мощностью:

При выборе мощности трансформаторов нельзя руководствоваться только их номинальной мощностью, так как в реальных условиях температура окружающей среды, условия установки трансформатора могут быть отличными от принятых. Нагрузка трансформатора меняется в течение суток.

Максимальный коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы:

т. е. в нормальном режиме работы трансформаторы буду загружены на 66% от номинальной мощности, что соответствует условиям выбора.

Максимальный коэффициент аварийной загрузки трансформатора при выходе из строя одного из них:

Проверим возможность выбора трансформатора меньшей мощности при условии отключения в аварийном режиме потребителей третьей категории. Их доля равна 0,25 на стороне СН и 0,2 на стороне НН.

Проверим трансформатор мощностью 40 МВА на перегрузку. Для этого построим двуступенчатый график.

На исходном графике проводится линия номинальной мощности трансформатора . Пересечение линии номинальной мощности трансформатора с исходным графиком выделяет участок наибольшей перегрузки продолжительностью. Оставшаяся часть исходного графика разбита на m участков и характеризует начальную загрузку.

Начальную загрузку характеризуют коэффициентом

Коэффициент перегрузки предварительно находим по выражению

Затем следует сравнить полученное значение с .

Если , то принять

Если , то принять , а скорректировать:

Двухступенчатый график для аварийного режима при условии отключения потребителей третьей категории будет иметь вид:



Двухступенчатый график для систематического (нормального режима) будет иметь вид:

Следовательно, окончательно к установке принимаем два автотрансформатора мощностью 40 МВА.



Каталожные данные по выбранному трансформатору.

Таблица 4

Тип	Sном, МВт	Uном обмоток, кВ	Uк, %	dPк, кВт	Pх, кВт	Iх,%
		ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н
ТДТН-40000/110	40	115	38,5	6,6	10,5	17,5	6,5	200	39	0,65

4. Расчет токов короткого замыкания

Исходная расчетная схема системы, на которой указаны номинальные параметры всех элементов в соответствии с заданным вариантом, приведены на рис. 5. В целях упрощения расчетов для каждой электрической ступени, в расчетной схеме вместо ее действительного напряжения на шинах указываем среднее номинальное напряжение , кВ.

Для выбора аппаратов необходимо определить токи КЗ в следующих точках:

точка К1 - шины 110 кВ подстанции, для выбора аппаратов в цепях 110 кВ.

точка К2 - шины 35 кВ станции, для выбора аппаратов в цепях 35 кВ;

точка К3 - шины 6 кВ станции, для выбора аппаратов в цепях 6 кВ.

Расчет сопротивлений всех элементов в относительных единицах производим при базовой мощности . Каждому сопротивлению в схеме присваивается свой порядковый номер, который сохраняется за данным сопротивлением в течении всего расчета. В схеме сопротивление имеет дробное обозначение, где числитель - номер сопротивления, знаменатель - численное значение сопротивления. Для упрощения индекс * опускаем, подразумевая, что все полученные значения сопротивлений даются в о.е. и приведены к базисным условиям.



Рис. 5: Принципиальная схема ТП 110/35/6 с точками КЗ

На стороне 35 кВ и 6 кВ между секциями шин предусмотрены выключатели с устройствами АВР, находящимися в отключенном положении в нормальном режиме работы.

Для данной принципиальной схемы составим схему замещения:



Рис. 6: Схема замещения

Сопротивление энергосистемы

Сопротивление линий электропередачи

Сопротивление трансформаторов

Т.к. в каталоге заданы напряжения короткого замыкания в % для пар обмоток ВН-СН, ВН-НН, СН-НН, определим сопротивления обмоток:

Uкв=0,5(Uк,в-н + Uк,в-с - Uк,с-н)=0,5(17,5 + 10,5 - 6,5) = 21,5

Uкс=0,5(Uк,в-c + Uк,c-н - Uк,в-н)=0,5(10,5 + 6,5 - 17,5) = 0

Uкн =0,5(Uк,в-н + Uк,c-н - Uк,в-с)=0,5(17,5 + 6,5 - 10,5) = 13,5

Приведём схему к более простому виду:

Рис. 7:Схема замещения упрощенная

Приведем схему к наиболее простому виду.



Рис. 8: Схема замещения упрощенная для точки К1

Определяем начальное значение периодической составляющей тока КЗ при трехфазном КЗ.

Базовое значение тока при среднем напряжении в точке КЗ:

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ:

где - результирующее сопротивление системы.

Суммарный ток энергосистемы в точке К1:

Значение ударного тока определяем из выражения

где - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока кз Та.

Суммарный ударный ток в точке К1:



КЗ в точке К2 (35кВ)

Осуществляем преобразование схемы замещения.

Схема замещения после преобразований:

Рис. 9: Схема замещения упрощенная для точки К2

Определяем начальное значение периодической составляющей тока КЗ при трехфазном КЗ.

Базовое значение тока при среднем напряжении в точке КЗ:

Начальное значение периодической составляющей тока кз:

где - результирующее сопротивление системы.

Значение токов по ветви энергосистемы:

Значение ударного тока определяем из выражения

где - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ Та.

Значение ударного тока в точке К2

КЗ в точке К3 (6 кВ)

Осуществляем преобразование схемы замещения.

Схема замещения после преобразований:

Рис. 10: Схема замещения упрощенная для точки К3

Определяем начальное значение периодической составляющей тока КЗ при трехфазном КЗ.

Базовое значение тока при среднем напряжении в точке кз:

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ:



где - результирующее сопротивление системы.

Значение токов по ветви энергосистемы:

Значение ударного тока определяем из выражения

Значение ударного тока в точке К3

Результаты расчета токов КЗ

Таблица 5

Точка короткого замыкания	Источник	Iпо, кА	i уд, кА
К1	Система	4,93	11,21
К2	Система	4,21	9,54
К3	Система	10,21	23,21

5. Расчет токов продолжительного режима

Аппараты и проводники РУ всех напряжений подстанций выбираются по условиям продолжительного режима работы и проверяются по режиму короткого замыкания.

Расчётными токами продолжительного режима являются:

- наибольший ток нормального режима и - наибольший ток ремонтного или после аварийного (форсированного) режима.

Для цепей трансформатора:

На стороне 110 кВ трансформатора:

Для цепей приходящих ВЛ:

где - максимальная нагрузка на стороне 110 кВ

Для цепей отходящих линий:

На стороне 35 кВ:

где - максимальная нагрузка среди потребителей 35 кВ

На стороне 6 кВ:

где - максимальная нагрузка среди отходящих линий 6 кВ

Результаты расчетов токов нормального и послеаварийного режимов приведены в таблицах 6 и 7

Результаты расчетов токов нормального и послеаварийного режимов для цепей трансформатора

Таблица 6

, А	, А
На стороне 110 кВ трансформатора
146,96	293,92
На стороне 35 кВ трансформатора
230,94	461,88
На стороне 6 кВ трансформатора
1283,00	2566,00

Результаты расчетов токов нормального и послеаварийного режимов для цепей приходящих и отходящих ВЛ

Таблица 7

Количество линий	, МВт	, А	, А
Приходящие линии 110 кВ
2	82,70	151,91	303,83
Отходящие линии 35 кВ
2	10,87	89,65	179,30
Отходящие линии 6 кВ
2	1,63	74,71	149,42

6. Выбор основного оборудования

6.1 Выбор выключателей

Выбор выключателей производим по следующим параметрам:

1. по напряжению электроустановки

2. по рабочему току:

где , - паспортные (каталожные) параметры выключателя;

3. Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по следующим условиям:

где и - расчетные значения периодической составляющей тока КЗ и ударного тока в цепи, для которой выбирается выключатель;

, - действующее и амплитудное значение предельного и сквозного тока КЗ (каталожные параметры выключателя).

4.Выбрав выключатель по рассмотренным параметрам, его проверяют на термическую стойкость:

где В - значение импульса квадратичного тока, гарантированное заводом изготовителем, определяется по формуле:

где - термический ток предельной стойкости;

- допустимое время действия термического тока предельной стойкости;

и - справочные данные;

- расчетный импульс квадратичного тока КЗ, определяется по формуле:

где - время отключения КЗ:

где - время действия релейной защиты;

- собственное время отключения выключателя(каталожное данное);

Необходимо отметить, что расчетным видом КЗ для проверки на электродинамическую и термическую стойкость является трехфазное КЗ.

Разъединители и выключатели нагрузки выбираются по номинальному напряжению , номинальному длительному току , а в режиме КЗ проверяются на термическую и электродинамическую стойкость.

6.1.1 Выбор выключателей на стороне 110 кВ

Выбираем выключатель типа ВГП-110-2000-20 УХЛ1 с

и

Следовательно, условия выбора по напряжению электроустановки и рабочему току выполняются.

Проверка на динамическую стойкость:

Каталожные данные выключателя: Расчетные данные:

Следовательно, проверка на электродинамическую стойкость выполняется.

Проверка на термическую стойкость:

Значение импульса квадратичного тока, гарантированное заводом изготовителем, определяется по формуле:

Расчетный импульс квадратичного тока КЗ, определяется по формуле:

Время отключения КЗ:



Условие выполняется.

Следовательно, окончательно принимаем выключатель: ВГП-110-2000-20 УХЛ1.

Результаты расчетов по выбору выключателей приведены в табл.5.1.

Выбор выключателей на стороне 110 кВ

Таблица 8

Расчетные параметры сети	Каталожные данные выключателя	Условия выбора
Выбран выключатель типа: ВГП-110-2000-20 УХЛ1.

6.1.2 Выбор выключателей на стороне 35 кВ

Принимаем к установке выключатели ВГТ-35-1000-20УХЛ1 Расчетные и каталожные данные представлены в табл. 9

Выбор выключателей на стороне 35 кВ

Таблица 9

Расчетные параметры сети	Каталожные данные выключателя	Условия выбора
Выбран выключатель типа: ВГТ-35-1000-20УХЛ1

6.1.3 Выбор выключателей на стороне 6 кВ

Выбираем выключатели AREVA . Расчетные и каталожные данные представлены в табл. 10 и 11

Выбор выключателей на стороне 10 кВ (на отходящих линиях)

Таблица 10

Расчетные параметры сети	Каталожные данные выключателя	Условия выбора
Выбран выключатель типа: AREVA FPX071604

Выбор выключателей на стороне 10 кВ (вводные и секционные)

Таблица 11

Расчетные параметры сети	Каталожные данные выключателя	Условия выбора
Выбран выключатель типа: AREVA FPX071631

6.2 Выбор разъединителей 110 кВ

6.2.1 Выбор разъединителей на стороне 110 кВ

Выбираем разъединитель: РГП-110-2000-20 УХЛ1.

Расчетные и каталожные данные представлены в табл. 12

Таблица 12

Расчетные параметры сети	Каталожные данные выключателя	Условия выбора
Выбран разъединитель типа: РГП-110-2000-20 УХЛ1

6.2.2 Выбор разъединителей на стороне 35 кВ

Выбираем разъединитель: РГП-35-1000-20 УХЛ1.

Расчетные и каталожные данные представлены в табл. 13

Таблица 13

Расчетные параметры сети	Каталожные данные выключателя	Условия выбора
Выбран разъединитель типа: РГП-35-1000-20 УХЛ1

6.2.3 Выбор разъединителей на стороне 10 кВ

Предварительно выбираем разъединители РВФЗ 10/1000 для отходящих линий и РВР-10/4000М У3 для вводных и секционных разъединителей. Расчетные и каталожные данные представлены в табл. 14 и 15

Таблица 14

Расчетные параметры сети	Каталожные данные разъединителя	Условия выбора
Выбран разъединитель типа: РВФЗ 10/1000



Таблица 15

Расчетные параметры сети	Каталожные данные выключателя	Условия выбора
Выбран разъединитель типа: РВФЗ 10/2000

6.3 Выбор реакторов

Необходимость в установке токоограничивающих реакторов возникает, в основном, в тех случаях, когда ток КЗ на шинах 6 - 10 кВ подстанций превышает ток отключения наиболее простых, дешевых и надежных выключателей. Таковыми в настоящее время являются вакуумные выключатели. Другой причиной применения реакторов может быть недостаточная термическая стойкость питающего нагрузку кабеля, сечение которого выбрано по рабочему току.

В данном случае выбранный выключатель на стороне 10 кВ обеспечивает отключение тока КЗ. Следовательно, установка реактора не требуется.

6.4 Выбор сечения кабельной линии

Сечение кабельной линии выбирается по экономической плотности тока

где - ток нормального режима;

- экономическая плотность тока, , экономическая плотность тока зависит от изоляции и материала проводников и числа часов использования максимальной мощности .

По найденному сечению подбирают ближайшее стандартное, но в меньшую сторону можно округлять, если разница сечений составляет не более 20%. Выбранное стандартное сечение 70 проверяют по току утяжеленного режима

где - поправочный коэффициент на число кабелей, прокладываемых в земле;

- поправочный коэффициент на температуру почвы.

Выбранный кабель проверяют на термическую стойкость

где - выбранное стандартное сечение;

- минимальное термически стойкое сечение;

для кабелей до 10 кВ включительно.

Следовательно, выбираем кабель сечением АВБШв 3х70.

6.5 Выбор измерительных трансформаторов в цепи ВЛ 35 кВ

В данной работе измерительные трансформаторы выбираются упрощенно, без учета нагрузки во вторичных цепях.

Трансформаторы тока выбираются по тем же условиям и расчетным параметрам, что и выключатели. Трансформаторы напряжения в данной работе выбираются по напряжению, конструкции и роду установки.

Расчетные и каталожные данные (на отходящей линии СН)

Таблица 16

Расчетные данные	Каталожные данные ТОЛ-СЭЩ 35

6.6 Выбор сборных шин и токопроводов

6.6.1 Выбор сборных шин на стороне 35 кВ

Согласно § 1.3.28 ПУЭ сборные шины и ошиновка в пределах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбираются, поэтому выбор производится по допустимому току.

Наибольший ток проходящий по сборным шинам . Принимаем гибкие шины, выполненные проводом , , , т.к. по условиям коронирования согласно ПУЭ минимальное сечение для проводов - 70 .

Проверка сечения на нагрев (по допустимому току):

Проверка линий на схлестывание не производится, т.к.



Проверка линий на термическое действие тока кз не производится, т.к. они выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

6.6.2 Выбор сборных шин на стороне 6 кВ

Токоведущие части в РУ 6 кВ и выше обычно выполняются сталеалюминиевыми проводами АС.

Токоведущие части в РУ 6-10 кВ могут быть выполнены прямоугольными алюминиевыми шинами или комплектными закрытыми токопроводами.

6.6.3 Выбор провода для присоединения трансформаторов к СШ 110 кВ

Токоведущие части от выводов трансформатора до сборных шин выполним гибким проводом. Согласно §1.3.28 ПУЭ, сечение выбираем по экономической плотности тока

Экономическое сечение:

Принимаем гибкие шины, выполненные проводом проводом , , , По условиям коронирования, согласно ПУЭ, минимальное сечение для проводов 110 кВ 70 .

Проверка сечения на нагрев (по допустимому току):

Проверка линий на схлестывание не производится, т.к.

Проверка линий на термическое действие тока кз не производится, т.к. они выполнены голыми проводами на открытом воздухе.



Список литературы

1. Правила устройства электроустановок (ПУЭ)

2. РЕКОМЕНДАЦИИ по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 - 750 кВ. - М.: ЭСП, 1993.

3. ТИПОВЫЕ схемы принципиальные электрические распределительных устройств напряжением 6 - 750 кВ подстанций и указаний по их применению. - М.: ЭСП, 1993.

4. Васильев А.А. и др. Электрическая часть станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат,1990.

5. Рожкова Л.Н., Козулин Д.Е. Электрические станции и подстанции. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

6. Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки: ГОСТ 14209-85. - М., 1987.

7. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

8. Лисовский Г.С., Хейфиц М.Э. Главные схемы и электротехническое оборудование подстанций 35-750 кВ. - М.: «Энергия», 1977.

9. Ключенович В. И. Выключатели переменного тока высокого напряжения. Рекомендации по выбору и справочные данные. Методическое пособие №2036. - Новосибирск: НГТУ, 2000.

Размещено на Allbest.ru