Районная понизительная подстанция 110/35/10 кВ
Технико-экономический расчет по выбору числа и мощности силовых трансформаторов. Определение токов короткого замыкания. Выбор оперативного тока, источников питания, регулирование напряжения на подстанции, конструкции распределительных устройств.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 20.10.2012 |
| Размер файла | 1013,5 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Районная понизительная подстанция 110/35/10 кВ
Введение
трансформатор ток напряжение подстанция
В России в настоящее время действует один из крупнейших электрических потенциалов мира, объединенный в систему называемую Единой энергетической системой (ЕЭС) России.
В ЕЭС России входят более 70 региональных электроснабжающих организаций, обеспечивающих электрической энергии более 40 миллионов промышленных, сельскохозяйственных и других потребителей. Развитие рыночных отношений в стране меняет сформировавшуюся структуру электроэнергетики. Появляются всевозможные совместные предприятия, строятся новые жилые загородные поселки, ведется строительство новых городских построек, появляются фермерские хозяйства и многое другое.
Все это потребители электроэнергии и зачастую существующие подстанции не обладают достаточной мощностью для надежного электроснабжения вновь появившихся потребителей или же в некоторых местах вообще нет источников электроэнергии. Все эти факторы требуют строительства новых подстанций или же реконструкции уже существующих, но устаревших подстанций.
1. Характеристика объекта проектирования
Схема сетевого района
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Рисунок 1.1
Система (С1):
- мощность короткого замыкания системы: МВА
- номинальное напряжение кВ
Генераторы ТЭЦ (G8 - G9) типа ТВС -30 [1, таблица 2.1]:
- номинальная мощность турбогенераторов: МВА
- номинальное напряжение: кВ
- сверхпереходное реактивное сопротивление:
Трансформаторы (Т7, Т8) типа ТДЦТН 63000/220 [1, таблица 3.8]:
- номинальная мощность трансформаторов: МВА
Трансформаторы (Т26, Т27) типа ТРДН_32000/110 [1, таблица 3.6]:
- номинальная мощность трансформаторов: МВА
Нагрузка
- Н5: МВА
Длина линий:
- линия W6: км
- линия W2 км
- линия W9: км
- линия W10: км
- линия W11: км
Характеристика потребителей проектируемой подстанции
- максимальная суммарная нагрузка: МВт
- коэффициент мощности нагрузки потребителей:
- номинальное высшее напряжение: кВ
- номинальное среднее напряжение: кВ
- номинальное низшее напряжение:
- количество отходящих линий на стороне СН: штук
- количество отходящих линий на стороне НН: штук
Нагрузка потребителей по категориям:
- количество потребителей I категории:
- количество потребителей II категории:
- количество потребителей III категории:
Активная нагрузка потребителей в процентах в течение суток (таблица 1.1).
Таблица 1.1. Графики нагрузок в процентах от максимальной активной нагрузки
|
Время суток, часы |
Активная нагрузка, % |
||||
|
Потребители, подключенные к РУ НН |
Потребители, подключенные к РУ СН |
||||
|
зимой |
летом |
зимой |
летом |
||
|
0 - 6 |
60 |
40 |
80 |
60 |
|
|
6 - 12 |
100 |
60 |
100 |
90 |
|
|
12 - 18 |
90 |
60 |
100 |
80 |
|
|
18 - 24 |
80 |
40 |
90 |
40 |
Исходные данные для проектирования заземляющего устройства
1. удельное сопротивление слоев земли Ом м
Ом толщина верхнего слоя земли м
2. Обработка графиков нагрузок
По заданным суточным графикам в относительных единицах (P/Pmax) и максимальной нагрузки на шинах пониженного напряжения (Smax) строим зимний и летний суточные графики на шинах всех напряжений.
Задаёмся распределением нагрузки между СН и НН - 40/60.
Мощность, потребляемая обмоткой среднего и низшего напряжения
МВт,
МВт,
Приведем данные в МВА в таблице 2.1 для каждой обмотки
Таблица 2.1. Активная нагрузка потребителей в МВА в течение суток
|
Обмотка ВН |
Обмотка СН |
Обмотка НН |
|||||
|
Мощность |
37,5 |
15 |
22,5 |
||||
|
Время суток, часы |
зимой |
летом |
зимой |
летом |
зимой |
Летом |
|
|
0-6 |
25,5 |
18 |
12 |
9 |
13,5 |
9 |
|
|
6-12 |
37,5 |
27 |
15 |
13,5 |
22,5 |
13,5 |
|
|
12-18 |
36,25 |
25,5 |
15 |
12 |
20,25 |
13,5 |
|
|
18-24 |
31,5 |
15 |
13,5 |
6 |
18 |
9 |
Построим суточные графики для каждой обмотки в МВт Рисунок 2.1; Рисунок 2.2; Рисунок 2.3
По зимним суточным графикам вычисляем коэффициенты нагрузки.
Для обмотки высшего напряжения
где
МВт,
Для обмотки среднего напряжения
Для обмотки низшего напряжения
По суточным графикам нагрузок потребителей в зимний и летний периоды построим годовые графики продолжительности нагрузок для каждой обмотки трансформатора. Продолжительность зимнего периода принимаем 183 суток, летнего - 182.
Рисунок 2.1
Рисунок 2.2
Рисунок 2.3
2.1 Для обмотки высшего напряжения
Количество электроэнергии потребляемое проектируемой подстанцией за год вычисляют по формуле
МВтч,
МВтч,
Среднегодовую нагрузку вычисляем по формуле
МВт, МВт,
Коэффициент заполнения вычисляем по формуле
Продолжительность использования максимальной нагрузки
ч, ч,
Время набольших потерь за год определяем по графику зависимости времени наибольших потерь от продолжительности использования максимальной нагрузки [1, с 546, Рис. 10,1]
, ч
2.2 Для обмотки среднего напряжения
Количество электроэнергии потребляемое проектируемой подстанцией
МВтч,
Среднегодовая нагрузка
МВт,
Коэффициент заполнения
Продолжительность использования максимальной нагрузки
ч,
Время набольших потерь за год
ч,
2.3 Для обмотки низшего напряжения
Количество электроэнергии потребляемое проектируемой подстанцией
МВтч,
Среднегодовая нагрузка
МВт,
Коэффициент заполнения
Продолжительность использования максимальной нагрузки
ч,
Время набольших потерь за год
ч
Рисунок 2.4
Рисунок 2.5
Рисунок 2.6
3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на проектируемой подстанции
Определим число трансформаторов, а также рассчитаем их мощности, затем выберем рассчитанные из ряда стандартных в соответствии с ГОСТ 9680-77Е.
Выбор числа устанавливаемых трансформаторов
Так как проектируемая подстанция имеет потребителей I и II категорий, то необходимое число устанавливаемых трансформаторов не менее двух.
Номинальная мощность силового трансформатора обеспечивающего бесперебойное питание потребителей, , МВА, вычисляют по формуле
МВА, МВА,
где - коэффициент допустимой аварийной перегрузки. Согласно ПУЭ [1], в аварийных режимах трансформатор можно перегружать на 40 % (Кав=1,4) на время максимумов общей продолжительностью не более 6 часов в сутки в течение не более 5 суток. При этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформатора в условиях его перегрузки должен быть не более 0,75. Если хоть одно из этих условий не выполняется, то ПТЭ разрешают перегрузку на 30 % (Кав=1,3) в течение 120 минут. Так как, согласно заданию, максимальная нагрузка на шинах СН имеет продолжительность 12 часов, принимаем Кав=1,3. При необходимости, в случае превышения положенного времени, условимся отключать питание у потребителей III категории (30 % всех потребителей) для того, чтобы не перегружать сверх нормы оставшийся в работе трансформатор.
Таким образом, из ряда стандартных трансформаторов выбираем по [2, с 112, таблица 3.6] в первом случае: два трансформатора ТДТН_25000/110; во втором - два трансформатора ТДТН_40000/110.
Основные параметры выбранных трансформаторов сведем в следующую таблицу
Таблица 3.1. Основные параметры силовых трансформаторов
|
Параметр |
Обозначение |
Вариант с трансформаторами |
|||
|
ТДТН_25000/110 (Т1) |
ТДТН_40000/110 (Т2) |
||||
|
Номинальная мощность трансформаторов, МВА |
25 |
40 |
|||
|
Номинальные напряжения обмоток, кВ |
ВН |
115 |
115 |
||
|
СН |
38,5 |
38,5 |
|||
|
НН |
11 |
11 |
|||
|
Напряжение короткого замыкания, %, для обмоток |
ВН - СН |
10,5 |
10,5 |
||
|
ВН - НН |
17 |
17 |
|||
|
СН - НН |
6 |
6 |
|||
|
Ток холостого хода, % |
0,9 |
0,8 |
|||
|
Активные потери х.х., кВт |
36 |
50 |
|||
|
Активные потери к.з., кВт |
140 |
200 |
Капиталовложения рассчитаем с учетом следующего условия:
1МВт мощности трансформатора - 0,8-0,9 млн. руб.
1МВА мощности трансформатора - 1-1,125 млн. руб.
Примем ,, тогда
тыс. руб.
тыс. руб.
4. Технико-экономический расчет по выбору мощности силовых трансформаторов
Интегральные показатели экономической эффективности и их использование
При оценке экономической эффективности необходимо обязательное рассмотрение двух и более вариантов технических решений, обеспечивающих достижение одной цели.
Сравнение различных вариантов схем электроснабжения проектируемого объекта и их напряжений, числа и мощности трансформаторов на ГПП и цеховых ТП, сечений проводников ЛЭП и выбор лучшего из них рекомендуется производить с использованием интегральных показателей относительной экономической эффективности.
При сравнении различных проектов они должны быть приведены к сопоставимому виду.
К числу интегральных показателей экономической эффективности относятся:
Ш интегральный эффект, или чистый дисконтируемый доход (ЧДД);
Ш индекс доходности (ИД);
Ш внутренняя норма доходности (ВНД);
Интегральный эффект Эинт определяется как сумма текущих (годовых) эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу, или как превышение интегральных результатов (доходов) над интегральными затратами (расходами).
где Rt - результат, достигаемый на t_м шаге расчета
З t-затраты (без капитальных), осуществляемые на t - м шаге расчета
T_продолжительность расчетного периода, или горизонт расчета
-коэффициент дисконтирования:
E - норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал
t_номер шага расчета, как правило, по годам начиная с момента начала осуществления проекта
Kд-сумма дисконтированных капиталовложений:
Kt-капиталовложения на t_м шаге
Индекс доходности (ИД) представляет собой отношение суммы приведенных эффектов к величине дисконтированных капиталовложений:
Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта Евн, при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям. Иными словами, Евн является решением уравнения:
Если расчет интегрального эффекта (ЧДД) проекта дает ответ на вопрос, является он эффективным или нет при заданной норме дисконта Е, то ВНД проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. В случае, когда ВНД равна или больше требуемой инвестором нормы дохода на капитал, капиталовложение в данный проект оправдано.
Срок окупаемости - минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект (ЧДД) становиться неотрицательным. Иными словами, это период (измеряемый в годах или месяцах), после которого первоначальные вложения и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления. Срок окупаемости находиться графически после определения интегральных эффектов.
Срок погашения кредита - период, за который предприятие возвращает заёмный капитал кредитору с учетом платы за капитал. Иными словами, это период (измеряемый в годах или месяцах), после которого только заёмная часть капиталовложений и другие затраты покрываются суммарными результатами (доходами) его осуществления. Срок возврата кредита находится графически аналогично определению срока окупаемости.
Показатели финансовой эффективности
После определения интегральных показателей экономической эффективности проекта необходимо оценить финансовое состояние предлагаемого проекта. В качестве критериев финансовой оценки используются рентабельность производства, рентабельность продукции.
Рентабельность производства определяется по формуле:
Где Пвt-валовая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности по годам расчетного периода Т [тыс. руб./год]
- стоимость производственных фондов [тыс. руб.]
-период ввода объекта в эксплуатацию
Рентабельность продукции вычисляется по формуле:
Где Пчt - чистая прибыль от производственно-хозяйственной деятельности t -года [тыс. руб./год]
Rt - выручка от реализации t - года [тыс. руб./год]
В дополнение к стоимостным показателям в оценке эффективности проекта следует использовать производительность труда, удельные расходы и потери энергии, трудоёмкость обслуживания системы электроснабжения, надежность электроснабжения.
4.1 Рассмотрим вариант с трансформаторами ТДТН_25000/110
В трехобмоточных трансформаторах годовые потери определяются по формуле
кВтч,
где - эквивалентная мощность х.х. трансформатора,
кВт,
здесь - экономический эквивалент для перевода квар в кВт. Для трансформаторов в районных сетях 35-220 кВ .
- реактивные потери х.х. трансформатора
квар,
кВт,
,, - нагрузочные потери обмоток.
кВт,
здесь - реактивные потери к.з. трансформаторов
квар,
,
,
квар,
квар,
квар,
кВт, кВт,
кВт
, , - полные максимальные мощности обмоток
МВА, МВА,
МВА
кВтч.
4.2 Аналогично этому варианту рассчитываем потери трансформаторов ТДТН_40000/110
кВтЧч.
4.3 Рассчитаем чистый дисконтированный доход
Для этого капиталовложения разделим на три первых года, при чем в первый год построено на сумму 40 % от вех капиталовложений, во второй 30 %, и в третий 30 %.
Выручка подсчитывается по формуле
руб.
где - количество электроэнергии, переданное через подстанцию за год, кВтч/год.
- индекс к стоимости объема передаваемой электроэнергии,
- тариф на электроэнергию, руб./кВтч
Стоимость потерь за год вычисляют по формуле
руб.
где - количество потерь электроэнергии за год МВт.
Затраты на обслуживание вычисляют по формуле
руб.
где - капиталовложения, руб.
Прибыль от реализации
руб.
Налоги и сборы
руб.
Удельная себестоимость
руб./кВтч
где - налоги и сборы.
Чистый доход без дисконтирования
руб.
Чистый дисконтированный доход (ЧДД) для времени рассчитывается по формуле
руб.
где - коэффициент дисконтирования.
Данные расчетов запишем в таблицу 3.2 и таблицу 3.3.и изобразим в виде графика рисунок 3.1
Сравним полученные результаты
Таблица 3.4. Технико-экономическое обоснование вариантов электроснабжения
|
Показатели |
ед. изм. |
ТДТН 25000/110 |
ТДТН 40000/110 |
|
|
Напряжение |
кВ |
110/35/10 |
110/35/10 |
|
|
Мощность |
МВА |
25 |
40 |
|
|
Средняя рентабельность продукции |
% |
29,0095 |
28,4791 |
|
|
Средняя рентабельность производства |
% |
137,5245 |
84,4046 |
|
|
ЧДД нарастающим итогом |
т.р. |
193297,3 |
147237,7 |
|
|
Индекс доходности |
2,82 |
1,34 |
||
|
Срок окупаемости |
лет |
4,6 |
5,4 |
Вывод: На основании анализа экономической эффективности получили, что наиболее высокими интегральными показателями (ЧДД нарастающим итогом и ИД), а также более коротким сроком окупаемости обладает вариант с трансформаторами ТДТН 25000/110. Анализ финансовой эффективности также показал, что этот вариант выигрывает по показателям рентабельности производства и рентабельности продукции.
Мощность, при которой экономически целесообразно отключить один из n трансформаторов, определим по формуле:
МВА
Для дальнейшего рассмотрения выберем вариант с трансформаторами ТДТН_25000/110
4.4 Проверим трансформаторы на длительные допустимые перегрузки
Выбранный трансформатор ТДТН_25000/110 необходимо проверить на допустимые систематические нагрузки. Такая проверка проводиться с помощью графиков нагрузочной способности трансформаторов, приведенных в ГОСТ 1409-69. Заданный суточный график преобразуем в эквивалентный (в тепловом отношении) двухступенчатый.
Относительная нагрузка первой ступени графика определяется по формуле:
МВА
Рисунок 3.2
По графику нагрузочной способности трансформатора [2, с 33, чертеж 19], для температуры охлаждающей среды и системы охлаждения Д имеем:
1,18>0.75
Значит трансформатор ТДТН 25000/110 может работать в рассматриваемом режиме неограниченное время
5. Выбор главной схемы электрических соединений
Главная схема электрических соединений подстанции - это совокупность основного электрооборудования (трансформаторы, линии, выключатели, разъединители и т. д.), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.
Мощность трансформаторов подстанций с отделителями и короткозамыкателями ограничивается номинальным током отделителей, при напряжении 35 кВ, 630 А. Поэтому перед тем, как приступить к выбору схему, необходимо вычислить величину максимального рабочего тока в цепи трансформатора
кА
За счет большого числа потребителей I и II категории, которые составляют 70 %, от общего числа потребителей, выбираем схему подключения с выключателями на высшем напряжении и «мостиком с выключателями в цепях трансформаторах и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов».
Работа схемы
- в нормальном режиме выключатели Q1, Q2 и Q3 включены. Ремонтная перемычка разомкнута разъединителями QS9 и QS10. Разъединители QS1, QS2, QS3, QS4, QS5, QS6, QS7 и QS8 замкнуты. Питание потребителей осуществляется двумя высоковольтными линиями W1 и W2 через выключатели и разъединители, а затем через трансформаторы;
- при выводе в ремонт линии W1 (W2) или ее повреждении отключаются два выключателя Q1, Q2 (Q1, Q3) и трансформатор T1 (T2) на некоторое время остается без питания, при этом на стороне низшего напряжения действием устройств автоматического включения резервного питания (АВР) будут включены секционные выключатели QB1 и QB2 и электроснабжение потребителей не нарушится;
- при повреждении трансформатора Т1 (Т2) газовая защита, дифференциальная защита или максимально токовая защита отключает выключатели на низшей стороне трансформатора и на высшей стороне Q2 (Q3). После этого на стороне низшего напряжения действием АВР будут включены секционные выключатели QB1 и QB2 и электроснабжение потребителей не нарушится.
На низшем и среднем напряжении выбираем схему «Одна рабочая секционированная выключателем система шин».
Рисунок 5.1. Схема РУ 110 кВ «Мостик с выключателями и ремонтной перемычкой со стороны трансформатора»
Рисунок 5.2. Схема РУ 35 кВ «Одна рабочая секционированная выключателем система шин»
Рисунок 5.3. Схема РУ 10 кВ «Одна рабочая секционированная выключателем система шин»
6. Расчет токов короткого замыкания
Расчеты токов КЗ производятся для выбора или проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки установок релейной защиты и автоматики.
Основная цель расчета токов короткого замыкания состоит в определение периодической составляющей тока КЗ для наиболее тяжелого режима сети. Учет апериодической составляющей производят приближенно, допуская при этом, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе
Выберем расчетное время КЗ, которое необходимо для:
1) проверки электрооборудования на электродинамическую стойкость - tрасч=0 сек (для определения периодической слагающей тока трехфазного КЗ) и tрасч=0,01 сек (для ударного тока трехфазного КЗ);
2) проверки электрооборудования на термическую стойкость, вычисляют по формуле
, с
где - расчетное время срабатывания релейной защиты (определяется по условиям селективности); можно принять равным с;
- собственное время отключения выключателя вместе с приводом; можно принять равным с.
3) проверка на отключающую способность вычисляют по формуле
с
где - основное время срабатывания релейной защиты (определяется по условиям селективности); можно принять равным , с.
Для заданной схемы сетевого района (рисунок 1.1) составим однолинейную схему замещения (рисунок 6.1), в которую войдут все источники питания, участвующие в питании места КЗ, и все элементы электроснабжения (трансформаторы, воздушные линии), расположенные между источниками и местом КЗ. В схему не войдут нагрузки, так как они удалены от места КЗ и практически не влияют в «подпитки» КЗ
Расчеты сопротивлений для однолинейной схемы производят в относительных единицах с приближенным приведением, так как они являются наиболее удобными при исследовании сложных схем с несколькими ступенями напряжений.
В расчетах для упрощения индекс (*) опускаем, подразумевая, что все полученные значения сопротивлений даются в относительных единицах и приведены к базовым условиям.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Рисунок 6.1. Однолинейная схема замещения сетевого района
Примем базисные условия:
(МВА), кВ, кА
Расчет сопротивления системы (C1), выполняют по формуле
Расчет сопротивления генераторов (G8 - G9) , выполняют по формуле
где - сверхпереходное сопротивление генератора.
Расчет сопротивлений линий (W6, W9, W2, W10, W11) , , , выполняют по формуле
где - среднее удельное сопротивление воздушных линий на 1 км длины, по [2, таблица 3.3] для линий 6 - 220 кВ ,
Расчет сопротивлений трансформаторов (Т7, Т8) , , , выполняют по формулам
где - напряжение КЗ соответствующей обмотки
Расчет сопротивлений трансформаторов (Т26, Т27)
[1, таблица 3.6]
Рассчитаем токи КЗ для точки К1.
Путем постепенного преобразования приведем схему замещения к наиболее простому виду так, чтобы каждый источник питания или группа источников, характеризующиеся определенным значением результирующей ЭДС, были связаны с точкой КЗ одним результирующим сопротивлением.
Преобразуем треугольник сопротивлений в звезду , , ,
Упростим схему от системы
Упростим схему от ТЭЦ
Результирующее сопротивление относительно места КЗ , вычисляют по формуле
Принимая относительное значение периодической составляющей тока в месте КЗ за единицу, найдем коэффициенты распределения, т. е. долю участия в токе КЗ каждого источника, СС и СТЭЦ, по формуле, принимая
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Рисунок 6.2
Найдем начальные значения периодических составляющих тока КЗ по ветвям
– для системы (С1):
кА
– для турбогенераторов (G8, G9)
Так как , то искомую величину , определим по расчетным кривым [1, рисунок 1.7]
для с
для с
Периодические составляющие тока КЗ по ветвям в именованных единицах для , вычисляют по формулам
для с кА,
для с кА,
где - общее количество генераторов, штук.
Суммарный ток суммарный ток КЗ в точке К1 , вычисляют по формуле
кА,
кА
Ударный ток, который наступает обычно через 0,01 с. после начала процесса КЗ вычисляют по формуле
кА,
где - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени цепи КЗ, принимается , [1, с 150, таблица 3.8]
Апериодическую составляющую тока определим по формуле:
кА
Результаты расчетов токов короткого замыкания сведем в таблицу 6.1.
Рассчитаем токи КЗ для точки К2.
Сопротивление элементов схемы остаются без изменений, только для проектируемой подстанции добавляются сопротивление обмоток высшего и среднего напряжений.
Результирующее сопротивление относительно места КЗ
Принимая относительное значение периодической составляющей тока в месте КЗ за единицу, найдем коэффициенты распределения, т. е. долю участия в токе КЗ каждого источника, СС и СТЭЦ, по формуле
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Рисунок 6.3
Найдем начальные значения периодических составляющих тока КЗ по ветвям
– для системы (С1):
кА
– для турбогенераторов (G8, G9):
Так как , то искомую величину , определим по расчетным кривым [1, рисунок 1.7]
для с
для с ,
Периодические составляющие тока КЗ по ветвям в именованных единицах для , вычисляют по формулам
для с кА,
для с кА,
суммарный ток КЗ в точке К2 , вычисляют по формуле
кА,
кА
ударный ток КЗ, , вычисляют по формуле
кА,
Апериодическую составляющую тока определим по формуле:
кА
Результаты расчетов токов короткого замыкания сведем в таблицу 6.1.
Рассчитаем токи КЗ для точки К3.
Сопротивление элементов схемы остаются без изменений, только для проектируемой подстанции добавляется сопротивление обмоток низшего напряжения.
Результирующее сопротивление относительно места КЗ
где - эквивалентное сопротивление всех источников питания относительно точки 1 однолинейной схемы замещения.
Принимая относительное значение периодической составляющей тока в месте КЗ за единицу, найдем коэффициенты распределения, т. е. долю участия в токе КЗ каждого источника, СС и СТЭЦ, по формуле
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Рисунок 6.4
Найдем начальные значения периодических составляющих тока КЗ по ветвям
– для системы (С1):
кА
– для турбогенераторов (G8, G9):
Так как , то искомую величину , определим по расчетным кривым [1, рисунок 1.7]
для с
для с ,
Периодические составляющие тока КЗ по ветвям в именованных единицах для , вычисляют по формулам
для с кА,
для с кА,
суммарный ток КЗ в точке К3 , вычисляют по формуле
кА,
ударный ток КЗ, , вычисляют по формуле
кА,
Апериодическую составляющую тока определим по формуле:
кА
Результаты расчетов токов короткого замыкания сведем в таблицу 6.1.
Таблица 6.1. Результаты расчетов токов короткого замыкания в кА
|
Место КЗ |
Iп.0,кА |
Iп.0,1,кА |
iat,кА |
i(3)у,кА |
|
|
К1 |
2,046 |
1,933 |
0,268 |
5,207 |
|
|
К2 |
2,065 |
2,006 |
0,27 |
5,212 |
|
|
К3 |
5,859 |
5,693 |
0,766 |
14,89 |
7. Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей
7.1 Расчет токов продолжительного режима
Продолжительный режим работы устройства электротехнического устройства - это режим, продолжающийся не менее, чем необходимо для достижения установившейся температуры его частей при неизменной температуре охлаждающей среды
Цепь трехобмоточного трансформатора на подстанции. На стороне ВН, НН и СН токи нагрузки , , , , , , вычисляют по формулам
На стороне ВН: А,
А;
На стороне СН: А,
А;
На стороне НН: А,
А;
На отходящих фидерах СН:
А;
А.
На отходящих фидерах НН:
А;
А.
где - количество отходящих линий.
Полученные данные по расчетам токов в продолжительных режимах сведем в таблицу 7.1
Таблица 7.1. Расчетные токи продолжительных режимов в А
|
Место расчетных токов |
Наибольший ток нормального режима, |
Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима, |
|
|
На стороне ВН |
131,2 |
170,6 |
|
|
На стороне СН |
164,96 |
214,4 |
|
|
На стороне НН |
866 |
1125,8 |
|
|
На отходящем фидере СН |
36,66 |
47,65 |
|
|
На отходящем фидере НН |
123,7 |
160,8 |
7.2 Выбор шин распределительных устройств и силовых кабелей
Выбор жестких шин
В закрытых РУ 6-10 кВ и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках. Так как расчетный ток А, то применяются одно- и двухполосные шины.
мм2
где А/мм2 для Тmax=5000-8760 ч
Выбираем однополосные алюминиевые шины прямоугольного сечения 8010 мм [2, с 625, таблица П. 3.4] расположенные на ребро, окрашенные.
Проверка жестких шин
1) По допустимому току на шины выбранного сечения
А А
2) Проверка сборных шин на термическую стойкость
По таблице 6.1 А, тогда тепловой импульс тока КЗ , находят по формуле
кА2с,
где - - постоянная времени затухания; на стороне низшего напряжения можно принять равным [2, таблица 3.8]
Минимальное сечение по условию термической стойкости , вычисляют по формуле
мм2,
где С - постоянная для алюминиевых шин, принимаем по [3, таблица 3.14] , Ас1/2/мм2.
что меньше выбранного сечения 8010 мм
3) Проверка шин на механическую прочность
По таблице 6.1 А.
Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ , вычисляют по формуле
Н,
где - расстояние между соседними фазами; можно принять м.
Момент сопротивления прямоугольной шины расположенной на ребро относительно оси перпендикулярной действию усилия , м3, вычисляют по формуле
м3,
где h - высота однополосной шины прямоугольного сечения (см. п. 7.1); см; b - ширина однополосной шины прямоугольного сечения (см. п. 7.1); см.
Напряжение в материале однополосной шины прямоугольного сечения, возникающее при воздействии изгибающего момента , вычисляют по формуле
МПа,
где - длина пролета между опорными изоляторами вдоль шинной конструкции, м.
Таким образом, МПа МПа, [2, таблица 4.2], следовательно, шины механически прочны.
Результаты расчетов по выбору жестких шин сведем в таблицу 7.2.
Выбираем на стороне ВН трубчатые шины по А, [3, с 397, таблица 7.4] принимаем алюминиевые трубы со следующими параметрами:
мм, мм, А
Проверка трубчатых шин
1) По допустимому току на шины выбранного сечения
А А
2) Проверка сборных шин на термическую стойкость
По таблице 6.1 А, тогда тепловой импульс тока КЗ , находят по формуле
кА2с,
где - постоянная времени затухания; на стороне низшего напряжения можно принять равным [2, таблица 3.8]
Минимальное сечение по условию термической стойкости , вычисляют по формуле
мм2,
где С - постоянная для алюминиевых шин, принимаем по [3, таблица 3.14] , Ас1/2/мм2.
3) Проверка шин на механическую прочность
По таблице 6.1 А.
Момент сопротивления трубчатой шины , м3, вычисляют по формуле
м3,
Н м
МПа
Таким образом, МПа МПа, [2, таблица 4.2], следовательно, шины механически прочны.
Выбор гибких шин
В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами марки АС. Сечения отдельных проводов в пучке рекомендуется выбирать возможно большими (500, 600 мм2), так как это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.
Гибкие провода применяются для соединения блочных трансформаторов с ОРУ.
Выбор гибких шин ВН
Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке.
По таблице 7.1 наибольший ток нормального режима А.
По [2, таблица П3.3] принимаем провод марки АС_150/24, сечением мм2, наружный диаметр провода мм, допустимой токовой нагрузкой А.
Проверка гибких шин ВН
1) Проверку гибких шин на нагрев (по допустимому току)
А A
2) Проверка на термическую стойкость не производится т. к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
3) Проверку гибких шин электродинамическую стойкость не производим, ввиду больших расстояний между фазами и незначительных при этом сил взаимодействия.
4) Проверку гибких шин на коронирование производим по условиям:
,
где начальная критическая напряженность, при которой возникает разряд в виде короны
кВ/см
коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочного)
радиус провода
напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода
кВ/см
см
расстояние между фазами для 110 кВ - 3 м
16,6<28.25
(выбранное сечение удовлетворяет условию проверки на коронирование)
Результаты расчетов по выбору гибких шин на стороне ВН сведем в таблицу 7.2
Выбор гибких шин СН
По таблице 7.1 наибольший ток нормального режима А.
По [2, таблица П3.3] принимаем провод марки АС_185/24, сечением мм2, наружный диаметр провода мм, допустимой токовой нагрузкой А.
Проверка гибких шин СН
1) Проверку гибких шин на нагрев (по допустимому току)
А A
2) Проверка на термическую стойкость не производится т. к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.
3) Проверку гибких шин электродинамическую стойкость не производим, ввиду больших расстояний между фазами и незначительных при этом сил взаимодействия.)
Выбор жестких шин СН
На стороне СН выбираем по А алюминиевые сплошные шины круглого сечения диаметром d=12 мм2,А
1) Проверку гибких шин на нагрев (по допустимому току)
А A
2) Проверка на термическую стойкость.
мм2<12 мм2
3) Проверку гибких шин электродинамическую стойкость не производим, ввиду больших расстояний между фазами и незначительных при этом сил взаимодействия.)
Результаты расчетов по выбору гибких шин на стороне СН сведем в таблицу 7.2
Выбор кабелей на отходящих фидерах
Кабели широко применяются в электроустановках. Потребители 6-10 кВ, как правило, получают питание по кабельным линиям, которые сначала прокладываются в кабельных туннелях в распределительном устройстве, а затем в земле (в траншеях). Для присоединений потребителей собственных нужд подстанций к соответствующим шинам также используются кабели 6 и 0,4 кВ. Эти кабели прокладываются в кабельных полуэтажах, кабельных туннелях, на металлических лотках, укрепленных на стенах и конструкциях здания или открытого распределительного устройства.
Выбор кабелей на отходящих фидерах НН
По таблице 7.1 наибольший ток нормального режимаА.
Выбираем кабель ААШв, кВ
Рассчитаем экономическое сечение , по экономической плотности тока А/мм2 [3, таблица 4.5]
мм2
По [2, с 626, таблица П3.7] принимаем трехжильный кабель 395 мм2, сечением мм2, допустимой токовой нагрузкой А,
Проверка кабелей на отходящих фидерах НН
1) Проверку кабелей на нагрев (по допустимому току) выполняют по формуле
А
2) Для проверки кабеля по термической стойкости определяем тепловой импульс , тока
кА2с
Минимальное сечение по условию термической стойкости , вычисляют по формуле
мм2,
где С - постоянная для кабелей с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами, принимаем по [3, таблица 3.14] , Ас1/2/мм2.
Что меньше выбранного сечения 95 мм2;
Результаты расчетов по выбору кабелей на отходящих фидерах НН сведем в таблицу 7.2.
Выбор проводов на отходящих фидерах СН
По таблице 7.1 наибольший ток нормального режимаА.
Выбираем воздушные линии, кВ
Рассчитаем экономическое сечение , по экономической плотности тока А/мм2 [3, таблица 4.5]
мм2
По [1, с356, таблица7,32] принимаем АС 35/6,2, сечением мм2, допустимой токовой нагрузкой А,
Проверку кабелей на нагрев (по допустимому току) выполняют по формуле
А
Результаты расчетов по выбору кабелей на отходящих фидерах СН сведем в таблицу 7.2.
Выбор вводных шин на стороне НН
Выбор производим по допустимой токовой нагрузке, принимаем АС_700/86 со следующими параметрами
А < A
Выбор вводных шин на стороне CН
Выбор производим по допустимой токовой нагрузке, принимаем АС_70/11 со следующими параметрами
А < A
Таблица 7.2. Результаты расчетов сборных шин токопроводов и кабелей
|
Установка |
Марка токопровода |
Сечение, мм2 |
Расчетный ток, А |
Допустимый ток, А |
|
|
Трубчатые шины |
- |
200 |
131,2 |
295 |
|
|
Сборные шины |
800 |
866 |
1480 |
||
|
ВН |
АС_150/24 |
150 |
131,2 |
450 |
|
|
СН |
АС_185/24 |
185 |
164,96 |
520 |
|
|
Отходящие фидера СН |
АС_35/6,2 |
35 |
36,66 |
175 |
|
|
Отходящие фидера НН |
ААШв |
95 |
123,7 |
205 |
7.3 Выбор изоляторов
В распределительных устройствах шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах.
Выбор опорных изоляторов
Опорные изоляторы предназначены для изоляции и крепления шин или токоведущих частей аппаратов на заземленных металлических или бетонных конструкциях, а также для крепления проводов воздушных линий на опорах.
По [1, c 286, таблица 5.7] выбираем опорные изоляторы внутренней установки на напряжение кВ ИОС_10-3,75 УЗ, с минимальной разрушающей силой на изгиб Н, высота изолятора мм.
Проверка опорных изоляторов
1) Проверим изоляторы по допустимой нагрузке
Максимальную силу, действующую на изгиб , при горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз вычисляют по формуле
Н,
Поправку на высоту жестких шин расположенных на ребро , вычисляют по формуле
Разрушающую нагрузка на изгиб , вычисляют по формуле
Н
что меньше допустимого Н.
Результаты расчетов опорных изоляторов на сборных шинах сведем в таблицу 7.3.
По [1, c 286, таблица 5.7] выбираем опорные изоляторы внешней установки на напряжение кВ ИОС_110-3000 УХЛ, Т1, с минимальной разрушающей силой на изгиб Н, высота изолятора мм.
Проверка опорных изоляторов
2) Проверим изоляторы по допустимой нагрузке
Максимальную силу, действующую на изгиб , при горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз вычисляют по формуле
Н,
Поправку на высоту жестких шин расположенных на ребро , вычисляют по формуле
Разрушающая нагрузка на изгиб , вычисляют по формуле
Н
что меньше допустимого Н.
Результаты расчетов опорных изоляторов на сборных шинах сведем в таблицу 7.3.
Выбор проходных изоляторов
Проходные изоляторы предназначены для проведения проводника сквозь заземленные кожухи трансформаторов и аппаратов, стены и перекрытия зданий.
Выбор проходных изоляторов на стороне НН
По наибольшему току А из [1, таблица 5.8] выбираем проходные изоляторы на напряжение кВ ИП_10/1600-3000, У, ХЛ, Т2 с допустимым номинальным током А, с минимальной разрушающей силой на изгиб Н, длина изолятора мм.
Проверка проходных изоляторов
Проверим изоляторы по допустимой нагрузке.
Максимальную силу, действующую на изгиб , вычисляют по формуле
Н
что меньше допустимого Н.
Выбор подвесных изоляторов
Выбор подвесных изоляторов на стороне ВН
Выберем изоляторы типа ПС_11А, в гирлянде их будет 8 штук.
Выбор подвесных изоляторов на стороне СН
Выберем изоляторы типа ПС_11А, в гирлянде их будет 4 штук.
Таблица 7.3. Результаты расчетов сборных шин токопроводов и кабелей
|
Вид изолятора |
Установка |
Тип |
FИ, мм |
Fразр, Н |
Fдоп, Н |
|
|
Опорные |
ВН |
ИОС_110-3000 У, ХЛ, Т1 |
1020 |
20,73 |
1800 |
|
|
Опорные |
НН |
ИОС_10-3,75 УЗ |
120 |
230,71 |
2250 |
|
|
Проходные |
НН |
ИП_10/1600-3000 У, ХЛ, Т2 |
520 |
82,9 |
18000 |
|
|
Подвесные |
ВН |
ПС_11А |
7.4 Выбор высоковольтных выключателей
Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока.
Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание.
Привод выключателя предназначен для операции включения, для удержания во включенном положении и для отключения выключателя.
Выбор высоковольтных выключателей на стороне ВН
Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.
А;А.
Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.
кА; А; кА;
кА2с
где - постоянная времени затухания; на стороне ВН с.
По [прайс-лист завода изготовителя «НПП «ЭЛВЕСТ»] выбираем вакуумный выключатель колонкового типа ВБЭ_110, кВ, А, кА, кА, с, тип привода - встроенный электромагнитный.
Расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.4
Таблица 7.4. Расчетные и каталожные данные по выбору выключателей на стороне ВН
|
Условия выбора |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
кВ |
кВ |
||
|
А |
А |
||
|
кА |
кА |
||
|
кА |
кА |
||
|
кА2с |
кА2с |
Выбор высоковольтных выключателей на стороне СН
Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.
А; А.
Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.
А; кА; кА;
кА2с.
По [прайс-лист завода изготовителя «НПП «КОНТАКТ»] выбираем вакуумный выключатель типа ВБЭС_35III_20/630, кВ,А, кА, кА, с, тип привода - встроенный электромагнитный ПЭМУ_500.
Расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.5
Таблица 7.5. Расчетные и каталожные данные по выбору выключателей на стороне СН
|
Условия выбора |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
кВ |
кВ |
||
|
А |
А |
||
|
кА |
кА |
||
|
кА |
кА |
||
|
кА2с |
кА2с |
Выбор высоковольтных выключателей на отходящих фидерах СН
Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.
А; А.
Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.
А; кА; кА;
кА2с.
По [прайс-лист завода изготовителя «НПП «КОНТАКТ»] выбираем вакуумный выключатель типа ВБЭС_35III_20/630, кВ,А, кА, кА, с, тип привода - встроенный электромагнитный ПЭМУ_500.
Расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.6
Таблица 7.6. Расчетные и каталожные данные по выбору выключателей на стороне СН
|
Условия выбора |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
кВ |
кВ |
||
|
А |
А |
||
|
кА |
кА |
||
|
кА |
кА |
||
|
кА2с |
кА2с |
Выбор высоковольтных выключателей на стороне НН
Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.
А; А.
Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.
А; кА; кА;
кА2с.
По [прайс-лист завода изготовителя «ТАВРИДА ЭЛЕКТРИК»] выбираем вакуумный выключатель типа ВВ/TEL_10-25/1600 У2, кВ,А, кА, кА, с, тип привода - встроенный электромагнитный.
Расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.7
Таблица 7.7. Расчетные и каталожные данные по выбору выключателей на стороне НН
|
Условия выбора |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
кВ |
кВ |
||
|
А |
А |
||
|
кА |
кА |
||
|
кА |
кА |
||
|
кА2с |
Выбор высоковольтных выключателей на отходящих фидерах НН
Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.
А; А.
Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.
А; кА; кА;
кА2с.
По [прайс-лист завода изготовителя «ТАВРИДА ЭЛЕКТРИК»] выбираем вакуумный выключатель типа ВВ/TEL_10-12,5/1000, кВ,А, кА, кА, с, тип привода - встроенный электромагнитный.
Расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.8
Таблица 7.8. Расчетные и каталожные данные по выбору выключателей на стороне НН
|
Условия выбора |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
кВ |
кВ |
||
|
А |
А |
||
|
кА |
кА |
||
|
кА |
кА |
||
|
кА2с |
7.5 Выбор разъединителей
Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.
Разъединители, устанавливаемые в открытых распределительных устройствах, должны обладать соответствующей изоляцией и надежно выполнять свои функции в неблагоприятных условиях окружающей среды.
Выбор разъединителей стороне ВН
Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.
А; А.
Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.
кА; А; кА;
кА2с
где - постоянная времени затухания; на стороне ВН с.
По [1, с 233, таблица 5.5] выбираем разъединитель двухколонковый с одним заземляющим ножом РЛНДЗ.1-110/600 и с двумя заземляющими ножами РЛНДЗ_2-110/600, А, кА, кА, , тип привода ПРН_220М
Расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.9
Таблица 7.9. Расчетные и каталожные данные по выбору разъединителей для наружной установки
|
Условия выбора |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
кВ |
кВ |
||
|
А |
А |
||
|
кА |
кА |
||
|
кА2с |
кА2с |
Выбор разъединителей стороне СН
Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1
А; А.
Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.
А; кА; кА;
кА2с.
По [1, таблица 5.5] выбираем разъединитель двухколонковый с двумя заземляющими ножами РЛНД_2-35/600, А, кА, кА, , тип привода ПРН_110М.
Расчетные и каталожные данные сведем в таблицу 7.10
Таблица 7.10. Расчетные и каталожные данные по выбору разъединителей для наружной установки
|
Условия выбора |
Расчетные данные |
Каталожные данные |
|
|
кВ |
кВ |
||
|
А |
А |
||
|
кА |
кА |
||
|
кА2с |
кА2с |
7.6 Выбор плавких предохранителей
Предохранитель - это коммутационный электрический аппарат, предназначенный для отключения защищаемой цепи разрушением специально предусмотренных для этого токоведущих частей под действием тока, превышающего определенное значение.
Выбор плавких предохранителей наружной установки на 35 кВ
По [1, таблица 5.4] выбираем плавкий предохранитель выхлопной, для защиты трансформаторов напряжения ПВТ104-35-100-3,2У1, кВ.
А А
кА кА
Отключающая способность предохранителя полностью обеспечивается.
Выбор плавких предохранителей установленных в шкафах КРУН_10 кВ
Выбираем плавкие предохранители ПКТН -10, встроенные в трансформатор напряжения НТМИ 10-66_УЗ
7.7 Выбор ограничителей перенапряжений
Для защиты электрооборудования подстанции от перенапряжений применяются нелинейные ограничители перенапряжений, представляющие собой разрядники без искровых промежутков, активная часть которых состоит из металлоокисных нелинейных резисторов (варисторов), изготовленных мз окиси цинка с малыми добавками других металлов.
Принцип действия: при возникновении в сети волн перенапряжений ток через ОПН резко увеличивается (5-10кА), что снижает сопротивление ОПН ограничивает напряжение на защищаемом эл. оборудовании. После прохождения импульса перенапряжения ОПН возвращается в исходное состояние, т. к. в ОПН нет искрового промежутка, то при их срабатывании износа контактов не происходит.
По [Прайс-лист завода изготовителя «НПО «ЭлектроПолимерИзолит»] выбираем ограничители перенапряжений ОПН-РТ/TEL_10/10.5, предназначенные для защиты эл. оборудования РУ и аппаратов от грозовых и коммутационных перенапряжений в сетях 3-10 кВ переменного тока частоты 48-62 Гц. Рекомендуется использование для защиты изоляции кабельных сетей, эл. генераторов и двигателей ЭС и пром. предприятий.
Таблица 7.11. Параметры ОПН 10 кВ
По [Прайс-лист завода изготовителя «НПО «ЭлектроПолимерИзолит»] выбираем ограничители перенапряжений ОПН /TEL_35/40,5, предназначенные для защиты трансформаторов, эл. оборудования РУ и аппаратов от атмосферных и коммутационных перенапряжений в сетях 35-110 кВ переменного тока частоты 48-62 Гц. Эффективно применение в районах с высокой грозовой активностью и в сетях с особо ответственным оборудованием.
Таблица 7.12. Параметры ОПН 35 кВ
По [Прайс-лист завода изготовителя «НПО «ЭлектроПолимерИзолит»] выбираем ограничители перенапряжений ОПН /TEL_110/78 предназначенные для защиты трансформаторов, эл. оборудования РУ и аппаратов от атмосферных и коммутационных перенапряжений в сетях 35-110 кВ переменного тока частоты 48-62 Гц. Эффективно применение в районах с высокой грозовой активностью и в сетях с особо ответственным оборудованием.
Таблица 7.13. Параметры ОПН 110 кВ
7.8 Выбор измерительных трансформаторов тока
Трансформатор тока (ТТ) предназначен для уменьшения тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Выбор измерительных трансформаторов тока наружной установки на стороне ВН
Расчетные токи продолжительного режима принимаем по таблице 7.1.
А; А.
Расчетные токи КЗ принимаем по таблице 6.1.
кА; А; кА;
кА2с
По [1, таблица 5.9] выбираем трансформатор тока наружной установки с фарфоровой изоляцией с обмотками звеньевого типа, маслонаполненный ТФЗМ_110Б-I У1, ХЛ1 кВ,А, А, кА, кА, , Ом, ВА.
Определим вторичную нагрузку ТТ, для этого по [2, таблица 4.11] составим схему подключения к нему измерительных приборов. Перечень необходимых измерительных приборов принимаем по [2, таблица П4.7]. Вторичную нагрузку ТТ представим в следующей таблице
Таблица 7.14. Вторичная нагрузка трансформатора тока
|
Прибор |
Тип |
Нагрузка, ВА |
|
|
B |
|||
|
Амперметр |
Э_335 |
0,5 |
|
|
Итого |
0,5 |
Общее сопротивление приборов , вычисляют по формуле
Ом
Допустимое сопротивление проводов , вычисляют по формуле
Ом
Подобные документы
Выбор структурной схемы подстанции и мощности силовых трансформаторов. Определение числа линий и схем распределительных устройств. Произведение технико-экономического расчета, вычисление токов короткого замыкания. Проверка выключателей и разъединителей.
курсовая работа [229,0 K], добавлен 06.07.2011Разработка схемы электрических соединений районной понизительной подстанции; графики нагрузок. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Расчёт токов короткого замыкания. Выбор электрооборудования и токоведущих частей, релейная защита и автоматика.
курсовая работа [1,8 M], добавлен 15.02.2016Расчет 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 23.09.2014Схема проектируемой подстанции. Выбор силовых трансформаторов. Обоснование главной схемы подстанции и монтаж распределительных устройств. Выбор сечений проводников воздушных линий. Расчет токов короткого замыкания. Конструкции распределительных устройств.
курсовая работа [573,6 K], добавлен 25.03.2015Проект сетевой подстанции: выбор структурной схемы, мощности силовых трансформаторов, схем распределительных устройств и электроснабжения; определение числа линий. Расчет токов короткого замыкания; подбор электрических аппаратов и токоведущих частей.
курсовая работа [199,4 K], добавлен 29.04.2011Выбор автотрансформаторов, сборных шин, измерительных трансформаторов напряжения и тока, распределительных устройств, выключателей для подстанции. Расчет токов короткого замыкания и заземляющего устройства. Схемы питания потребителей собственных нужд.
курсовая работа [1,8 M], добавлен 24.02.2013Выбор оборудования подстанции, числа и мощности трансформаторов собственных нужд и источников оперативного тока. Сравнение релейных защит с использованием электромеханических и микропроцессорных устройств релейной защиты. Расчет токов короткого замыкания.
дипломная работа [4,0 M], добавлен 01.10.2013Тип подстанции и ее нагрузка. Разработка понизительной подстанции. Выбор силовых трансформаторов, расчёт токов короткого замыкания. Составление схем замещения. Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции. Типы релейной защиты.
курсовая работа [3,9 M], добавлен 27.08.2012Проект районной понизительной подстанции для электроснабжения потребителей электрической энергией напряжением 220/35/10 кВ. Число и мощность силовых трансформаторов. Расчет токов короткого замыкания. Измерение и учет электроэнергии. Заземление подстанции.
дипломная работа [2,0 M], добавлен 25.02.2013Технико-экономический расчет числа и мощности силовых трансформаторов. Выбор электрических соединений подстанций. Расчет токов короткого замыкания. Выбор оборудования и токоведущих частей. Релейная защита и автоматика. Заземление и освещение подстанции.
дипломная работа [2,7 M], добавлен 24.06.2012
