Проектирование подстанции 110/6 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

КП 02069562-13.03.02-19-16

3

Содержание

Введение

Исходные данные

1. Составление и обоснование схемы и вариантов номинальных напряжений

2. Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств

3. Выбор типа и мощности трансформаторов понижающих подстанций

4. Электрический расчет составленных вариантов сети

5. Расчет электрической части трансформаторной подстанции 110/10 кВ

5.1 Расчет токов короткого замыкания

5.2 Выбор электрической аппаратуры

Заключение

Список использованных источников



Введение

Проектирование воздушных линий электропередач выполняется в соответствии с ПУЭ, строительными нормами и правилами (СниП), а также указаниями и рекомендациями инструкций, руководящих указаний, действующих директивных документов, относящихся к проектированию, сооружению и эксплуатации ВЛ.

При проектировании ВЛ следует ориентироваться на утвержденную схему развития энергосистемы или электросетей данного промышленного района на ближайшие 5 лет с учетом перспективы на 10 лет.

Трасса ВЛ должна быть по возможности кратчайшей, соответствовать схеме развития электросетей данного района и учитывать материалы районной планировки. Выбор трассы следует производить на основе технико-экономических сравнений возможных вариантов, намечаемых при предварительных изысканиях на стадии проекта или при разработке утверждаемых материалов рабочего проекта.

При проектировании ВЛ необходимо ориентироваться на стандартные материалы, унифицированные и типовые конструкции. Применение нестандартных конструкций допускается как исключение при соответствующем технико-экономическом обосновании.



Исходные данные

В соответствии с вариантом даны координаты расположения точек, электроснабжение которых необходимо обеспечить, соответствующие нагрузки и коэффициент мощности. Используемый масштаб 1 мм = 2 км (для студентов очного обучения) и 1 мм = 4 км (для студентов заочного обучения). Исходные данные с указанием масштаба сводятся в Таблицу №1.

Таблица №1

Наименование подстанции	Координаты точек подстанций, см	Активная нагрузка, Р, МВт	Коэффициент мощности, cos	ТМ ч
	х	у
А (источник питания)	9	1	-	-
Б	1	11	5	0.76	6100
В	16	17	14	0.8	3590
Г	19	5	19	0.81	5100
	Масштаб = 2:1 км/мм

1. продолжительность использования наибольшей нагрузки - =4500 ч.; m T

2. активная наименьшая мощность нагрузки составляет 25% от наибольшей, при этом коэффициент мощности не изменяется;

3. район по гололеду - II;

4. во всех приемных пунктах имеются потребители I и II категорий, а также потребители III категории, составляющие 20-30% от общей нагрузки подстанции;

5. на питающей подстанции А осуществляется встречное регулирование напряжения;

6. установленная мощность питающей электрической системы А достаточна для покрытия активной мощности потребителей проектируемой сети.

Все другие данные, необходимые для проектирования, принимаются в соответствии с рекомендациями справочной и методической литературы.



1. Составление и обоснование схемы и вариантов номинальных напряжений сети

Выполняем три варианта схем: радиальную (рисунок 2), магистральную (рисунок 3) и кольцевую (рисунок 6).

Определяем на этих схемах (измеряема длина). Расчетную длинунаходим по формуле:

где - расстояние, которое учитывает неточность прохождения трассы по сравнению с чертежом;

Принимая , заносим результаты измерений в таблицу №2.

Таблица №2

Обозначение линии	Результаты измерения, мм	Длина линии с учетом масштаба, , км	,км	,км
	128	256	35,84	291,84
	175	350	49	399
	162	324	45,36	369,36
	124	248	34,72	282,72
	108	216	30,24	246,24

Выбираем главные схемы понижающих подстанций.

Основным принципом, которым руководствуются при выборе схем соединения понижающих подстанций в ходе проектирования, строительства и реконструкции электрических сетей, является обеспечение максимальной надежности и экономичности электроснабжения при сохранении требуемых показателей качества электроэнергии. Перечисленным требованиям отвечают более простые унифицированные схемы подстанций с минимальным количеством выключателей на высокой стороне или вовсе без них.

Поэтому в практике проектирования некоторых видов сетей в большинстве случаев принимают определенные типы унифицированных подстанций. В частности, в кольцевых схемах, выполненных одноцепными линиями, применяют схему двухтрансформаторной подстанции типа «мостик» с одним выключателем в перемычке на высокой стороне трансформатора. В магистральных и радиальных схемах, выполненных двухцепными линиями, применяют схему двухтрансформаторной подстанции типа «два блока линия-трансформатор» без выключателей на высокой стороне трансформатора. Схемы представлены на рисунке 1.

Определяем номинальные напряжения в электрических сетях.

Номинальное напряжение в электрических сетях при проектировании выражается тремя способа

· по кривым;

· по таблице;

· по формуле: , кВ [1]

где - длина линии, км;

Р - передаваемая мощность, МВт.

В данном курсовом проекте номинальное напряжение будем определять третьим спосо- бом для каждой схемы.

1) Радиальная схема.

Участок АБ:

Передаваемая мощность:

Длина линии:

Выбираем номинальное напряжение Uн=110 кВ.

Участок АВ:

Передаваемая мощность:

Длина линии:

Выбираем номинальное напряжение Uн=110 кВ.

Участок АГ:

Передаваемая мощность:

Длина линии:

Выбираем номинальное напряжение Uн=110 кВ.

Схема радиального соединения представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 - Радиальная схема.

2) Магистральная схема

Участок АБ

Передаваемая мощность:

Длина

Выбираем номинальное напряжение Uн=110 кВ.

Участок АГ:

Этот участок аналогичный участку радиальной схемы, поэтому Uн=110 кВ.

Схема магистрального соединения представлена на рисунке 3.

Рисунок 3 - Магистральная схема.

3) Кольцевая схема.

Разрезаем кольцевую схему по “A” и получаем схему, представленную на рисунке 4:

Потокораспределение находим по правилу обратных плеч.

;

;

;



.

Проверяем правильность расчета по уравнению:

;

().

Определяем потокораспределение в сети по I закону Кирхгофа (рисунок 5).

Возьмем наиболее загруженный участок АГ и по нему выберем напряжение для всей сети.1

Передаваемая мощность:; длина линии:

Выбираем номинальное напряжение U_н=110 кВ

Схема кольцевого соединения представлена на рисунке 6.

Рисунок 6 - Кольцевая схема.



2. Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств

Компенсирующие устройства применяются во всех электрических сетях для того, чтобы реактивная мощность, передаваемая по линии, была минимальной. Уменьшение реактивной мощности приводит к уменьшению тока, а следовательно и уменьшаются потери мощности в сетях. Выбор мощности компенсирующих устройств и их размещение на подстанции сети влияют на технико-экономические показатели вариантов схем, а также могут повлиять и на правильность выбора величины номинального напряжения и схемы проектируемой сети.

Следует выбрать батареи конденсаторов такой мощности, чтобы довести коэффициент мощности на шинах вторичного напряжения каждой подстанции до 0,92?0,95 (меньшие значения желаемого коэффициента мощности нужно принимать для подстанций, расположенных вблизи от источников питания). Принимаем

Приближенное значение мощности компенсирующих устройств , установленных на шинах вторичного напряжения каждой подстанции, определяем по формуле [1, стр.17]:

где - активная мощность, заданная на шинах вторичного напряжения понижающей К-ой подстанции;

- угол сдвига фаз между током и напряжением на шинах вторичного напряжения К-ой подстанции и его желаемое значение после компенсации;

- коэффициент нагрузки, (). Принимаем =0,95

Результаты вычислений сводим в таблицу №3.

Таблица№3

Параметры	Подстанции
	Б	В	Г
Активная мощность, , МВт	5	14	19
Коэффициент мощности		0,76	0,8	0,81
		0,855	0,750	0,.724
Желаемый коэффициент мощности		0,955
		0,311
Реактивная мощность компенсирующего устройства, , МВар	2,587	5,844	7,462
Желаемая реактивная мощность, , МВар	1,555	4,354	5,909
Желаемая полная мощность, , МВА
		5,236	14,661	19,898



3. Выбор типа и мощности трансформаторов понижающих подстанций

Силовые трансформаторы предназначены для преобразования уровня напряжения. Различают два режима работы трансформатора:

· систематические допустимые перегрузки;

· аварийные перегрузки.

Исходя из допустимой перегрузки на время максимума нагрузки на 40%, мощность каждого из двух трансформаторов выбираем равной 0,65 - 0,7 максимальной нагрузки подстанции. При этом обеспечивается питание всех потребителей при аварийном отказе одного трансформатора.

[3]

Определяем ориентировочные мощности трансформаторов подстанций и результаты за- носим в таблицу №4.

Таблица №4

	Подстанции
	Б	В	Г
Ориентировочная мощность трансформаторов, МВ . А	3,666	10,263	13,929

Выбираем трансформаторы и заносим их в таблицу №5

Таблица №5

Подстанции	Sном, МВ . А	Тип	Каталожные данные	Расчетные данные
			Uном, кВ	uк, %	Ркз, кВт	Рхх, кВт	Iхх, %	RT, Ом	ХТ, Ом	Qхх, кВар
			ВН	НН
Б	6,3	ТМН-6300/110	115	6	10,5	44	11,5	0,8	14,7	220,4	50,4
В	16	ТДН-16000/110	115	6	10,5	85	19	0,7	4,38	86,7	112
Г	16	ТДН-16000/110	115	6	10,5	85	19	0,7	4,38	86,7	112

Пределы регулирования: Б,B,Г

Производим расчет потерь мощности в силовых трансформаторах по формулам:

;

.

где , - потери холостого хода;

, - потери короткого замыкания;

- количество трансформаторов.

Находим потери напряжения в трансформаторах по формуле:

[кВ] ;

.

где , - активное и реактивное сопротивления трансформатора;

- активная мощность, заданная на шинах вторичного напряжения понижающей К-ой подстанции;

Результаты вычислений сводим в таблицу №6



Таблица №6

Подстанции	Потери мощности	Потери напряжения
	, кВт	, кВар	, кВ	, %
Б	38,196	0,45	1,89	1,72
В	73,684	1,244	1,99	1,81
Г	103,73	2	2,7	2,46

Все потери напряжения меньше 5%, т.е. в пределах нормы.

Определяем потери энергии в трансформаторах по формуле:

[8]

где - количество часов в году, в течении которых происходят потери электроэнергии:

зависящие от нагрузки:

[9];

независящие от нагрузки:

ч.;

- время потерь. [10]

- число часов использования максимума нагрузки,

- принимаемый коэффициент попадания нагрузки рассматриваемого дополнительного потребителя (дополнительный потребитель мощности) в максимум нагрузки энергосистемы.

Определяем потери электроэнергии в конденсаторных установках по формуле:

[11]

где кВт/кВар- принимаемый коэффициент удельных потерь в компенсационных установках.

Определяем потери энергии в трансформаторах и в конденсаторных установках и заносим результаты в таблицу №7

Таблица №7

Подстанции	Потери электроэнергии в трансформаторах, , кВтч	Подстанции	Потери электроэнергии в компенсационных установках, , кВтч
	зависимые от нагрузки	независимые от нагрузки		зависимые от нагрузки	независимые от нагрузки
Б	203297,39	331018,94	Б	24,89	67,98
В	251446,16	583213,47	В	56,23	153,59
Г	372172,14	583190,37	Г	71,79	196,10
	826915,70	1497422,78		152,90	417,67



4. Электрический расчет составленных вариантов сети

4.1 Зная потери в трансформаторах приводим нагрузки трансформаторных подстанций к высокой стороне и результаты записываем в таблицу №9.

[12];

[13].

Таблица №9

Параметры	Подстанции
	Б	В	Г
Активная мощность, , кВт	5038,196	14073,684	19103,73
Реактивная мощность, , кВар	1555,45	4355,244	5911
Полная мощность, , кВА
		5272,84	14732,17	1997,31

Приближенно определяем зарядную мощность линии, т.к. не знаем сечения проводов по формуле:

[14]

где - длина линии, км;

= - приближенное значение проводимости линии (=110 кВ);

- номинальное напряжение сети, кВ.

Рассчитаем зарядную мощность для радиальной, магистральной и кольцевой схемы.

1) Радиальная схема:

;

;

.

2) Магистральная схема:

;

;

.

3) Кольцевая схема:

;

;

;

.

4.2 Определяем приближенное потокораспределение без учета потерь в линиях -потокораспределение в линиях и трансформаторах без учета потерь мощности.

1) Радиальная схема

В радиальной схеме, потребляемая мощность является передаваемой.

;

;

2) Магистральная схема

В магистральной схеме потокораспределение находится по I закону Кирхгофа.

;

;

3) Кольцевая схема

В кольцевой схеме потокораспределение находится по правилу обратных плеч. Покажем на примере расчет кольцевой схемы.

Рисунок 6 - Развернутая кольцевая схема.

[15];

[16];

Проверяем правильность расчета по уравнению:



;

;

(верно).

Определяем потокораспределение в сети по I закону Кирхгофа:

Рисунок 7 - Потокораспределение нагрузок по сети.

4.3 Определяем сечения проводов в электрических сетях. Критерием для выбора сечения проводников ВЛ является минимум приведенных затрат. В практике проектирования линий массового строительства выбор сечения проводников производится по нормативным обобщенным показателям.

В качестве такого показателя при проектировании ВЛ 35500 кВ используется экономическая плотность тока j_э , которая в зависимости от типа проводки и числе часов использования максимума нагрузки в год выбирается по [4]:

Экономически целесообразное сечение S определяется из соотношения:

[17]

где - максимальный ток в аварийном режиме (при обрыве одной из линий), А.

Расчетный ток (расчетный и максимальный) определяется по формулам:

[18];

[19].

где - мощность, передаваемая по конкретной линии. При двухцепной () линии это значение уменьшается в два раза.

Значение находится по той же формуле, но при обрыве одной из питающих линий. электрический понижающий трансформатор подстанция

Так как во всех приемных пунктах имеются потребители I и II категорий, то все линии выбирают двухцепными, кроме кольцевой схемы. Выбранные сечения проверяются по допустимому току в нормальном и послеаварийном режимах, а также на потерю напряжения в нормальном и послеаварийных режимах. Также необходимо учесть минимальный диаметр проводов ВЛ по условиям короны.

1) Радиальная схема

Участок АБ:

;

где

;

Определяем сечение:

Минимальный диаметр проводов ВЛ по условиям короны для напряжения н U =110 кВ и фаз с одиночными проводами равняется: 22,3мм

Участок АВ:

;

где

;

Определяем сечение:

Участок АГ:

;

где

;

Определяем сечение:

2) Магистрльная схема

Участок АБ:

;

где



;

Участок БВ:

;

где =

;

Определяем сечение:

Участок АГ:

Этот участок аналогичен участку в радиальной схеме.

3) Кольцевая схема

Участок АБ:

;

Где:

; ;;

;

;

Определяем сечение:

Участок БВ:

;

Где:

; ;

;

Определяем сечение:

Участок ВГ:

;

Где:

; ;

;

;

Определяем сечение:

Участок АГ:

;

Где:

;

;

Определяем сечение:

Находим потери напряжения сетей по формуле:

[20];

[21].

Потери мощности находим по формулам:

[22] ; [23]

Потери электроэнергии определяем по формуле:

[24]

Все потери записываем в таблицу №10 и в таблицу № 11.



Таблица №10

Схема	Участок	Расчетный ток,, А	Максимальный ток, , А	Марка провода	Допустимый длительный ток провода, А	Погонные сопротивления (проводимости)
						активное, R0 , Ом/км	индуктивное, Х0 , Ом/км	емкостная, b0 , 10 -6 1/(Ом .км)
радиальная	АБ	13,741	27,482	АС-70/11	265	0,429	0,444	2,55
	АВ	38,48	76,95	АС-120/19	380	0,249	0,427	2,66
	АГ	52,219	104,437	АС-120/19	380	0,249	0,427	2,66
Магистральная	АБ	13,74	27,48	АС-120/19*2	380*2	0,1245	0,2135	2,66
	БВ	38,48	76,96	АС-120/19	380	0,249	0,427	2,66
	АГ	52,219	104,437	АС-120/19	380	0,249	0,427	2,66
кольцевая	АБ	76,578	208,870	АС-120/19*2	380*2	0,1245	0,2135	2,66
	БВ	49,08	208,870	АС-120/19	380	0,249	0,427	2,66
	ВГ	27,88	208,870	АС-120/19	380	0,249	0,427	2,66
	АГ	132,308	208,870	АС-120/19*2	380*2	0,1245	0,2135	2,66

Таблица №11

Схема	Участок	Длина участка, , км	Потери напряжения	Потери мощности	Потери электроэнергии, , кВт .ч
			Uл , кВ	Uл , %	Рл , кВт	Qл , кВар
1	2	3	4	5	6	7	8
радиальная	АБ	291,84	2,33	2,07	55,85	55,96	156984,96
	АВ	399	3,85	3,45	195,87	354,32	571944,57
	АГ	246,24	4,08	4,05	340,89	578,12	986935,53
	Итого, Wл.	1715865,06
магистральная	АБ	291,84	2,89	2,84	204,96	352,96	593720,18
	БВ	369,36	0,62	0,84	57,92	60,5	168994,44
	АГ	246,24	4,12	4,02	345,89	580,9	986935,53
	Итого, Wл.	1749650,16
Кольцевая	АГ	246,24	4,78	4,5	418,5	712,9	1275851,95
	ВГ	282,72	1,57	1,47	15,3	22,9	37232,20
	ВБ	369,36	1,12	1,08	47,9	81,95	134528,57
	АБ	291,84	5,01	4,25	396,85	556,9	975315,66
	Итого, Wл.	2422928,38

Все потери напряжения меньше 5%, т.е. в пределах нормы.



5. Расчет электрической части трансформаторной подстанции 110/10 кВ

При выборе систем распределения электрической энергии важную роль играет опыт их эксплуатации и проектирования. Примем нашу проектируемую подстанцию двухсекционной с двумя трансформаторами и питанием от двух линий с раздельным питанием. В каждой линии со стороны 110 кВ в цепи трансформатора устанавливаем разъединитель и высоковольтный выключатель. Секции соединены шинным мостом с двумя разъединителями и выключателем для питания двух трансформаторов от одной из ВЛ 110 кВ. Главная схема соединений подстанций представлена на рисунке 8.

Рисунок 8 - Главная схема соединений подстанций.

На подстанции имеется 10 отходящих кабельных линий (фидеров).



5.1 Расчет токов короткого замыкания

Рассмотрим пример расчета токов короткого замыкания на подстанции.

В нормальном режиме трансформаторы подстанции включены раздельно для снижения токов короткого замыкания. Схема электроснабжения для определения токов короткого замыкания представлена на рисунке 9.

Рисунок 9 - Схема электроснабжения для определения токов короткого замыкания

Проведем расчет токов КЗ в относительных единицах . В общем случае выбор базовых параметров, используемых в расчете, произволен. Принимаем: базовая мощность

МВА; частота сети: Гц; базовое напряжение I и II ступеней: кВ, кВ. Находим базовые токи для соответствующих ступеней по формуле:

[34]

Для первой ступени:



кА

Для второй ступени:

кА

Определим сопротивления элементов схемы замещения в относительных единицах (символ * означает, что расчеты ведутся в относительных единицах) активное и индуктивное:

[35];

[36].

Найдем активное и индуктивное сопротивления ВЛ-110 кВ:

Ом ;

Ом .

С учетом того, что подстанция соединена с системой двумя параллельными линиями то:

[37];

Ом;



[38];

;

; .

Определим сопротивление трансформаторов в относительных единицах:

[39]

Ом

Выберем максимальную мощность среди всех потребителей

Выберем марку и сечение кабеля для потребителей для сети 6 кВ

; ;

; .

Выбираем кабель для прокладки в земле с пропитанной бумажной изоляцией и однопроволочной токопроводящей жилой марки ААШВ-10 сечением

Определяем сечение кабеля по экономической пллотности тока:

Где при

;

.

Проверяем выбранный кабель ААШБ-10 сечениемпо термической устойчивости:

;

.

Проверка по потере напряжения:

;

;

.

Выбранный кабель ААШБ-10 сечениемудовлетворяет всем условиям.

Определим сопротивление выбранных кабелей для сети 6 кВ в относительных единицах, в качестве примера рассмотрим кабельную линию КЛ-1:

[40]; [41];

; .

Значения сопротивлений для остальных кабелей рассчитываются аналогично, результаты расчетов сведены в таблице 8.1.1. На рисунке 11 представлены схемы замещения для соответствующих участков, включая все кабельные линии .

Рисунок 11 - Схемы замещения для соответствующих участков

Проведем расчет токов короткого замыкания на примере участка ВЛ110кВ - КЛ1, 6кВ. Начнем с точки к.з. К1:

;

;

[42];

.

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К1:

[43]

Ударный ток трехфазного короткого замыкания в точке К1:

[44]

где - ударный коэффициент тока к.з. [3];

- постоянная времени апериодической составляющей тока к.з. [3];

= 314 рад/с, при частоте переменного тока в сети f = 50 Гц.

Ток двухфазного короткого замыкания в точке К1:

[45]

Ударный ток двухфазного короткого замыкания в точке К1:

[46]

Мощность короткого замыкания:

[47]

Примем, что рассматриваемая система - бесконечной мощности, поэтому активное и индуктивное сопротивления системы равны нулю (;). Ток трехфазного и двухфазного короткого замыкания до точки :

кА;

кА.

Ударный ток трехфазного и двухфазного короткого замыкания до точки :

с;

;

кА ;

кА.

Мощность короткого замыкания до точки :

МВА

Расчеты для остальных точек к.з. К2 - К11 ведутся аналогично. При этом необходимо учитывать поправки для результирующих сопротивлений к соответствующим участкам. В частности, для точек К2 и К3 в состав xрез* войдет сопротивление x2* трансформатора:

[48]

Для точек К4 - К11 в состав xрез* войдет сопротивление x2* трансформатора и индуктивное сопротивление соответствующей кабельной линии, а в состав rрез* войдет активное сопротивление прокладываемого кабеля, например, для точки К4:

[49];

[50].

Результаты проведенных расчетов приведены в таблице № 15

Таблица №15

Точки к.з.	rрез*	xрез*	zрез*	Tк, с	Ку	Iк(3),кА	iуК(3),кА	Iк(2),кА	iуК(2),кА	Sк,МВА
К1	0,016	0,012	0,020	0,003	1,018	25,00	0,09	21,65	0,08	4979,77
К2	0,034	0,027	0,043	0,003	1,018	11,67	0,04	10,10	0,04	2323,89
К3	0,079	0,062	0,100	0,003	1,018	5,00	0,02	4,33	0,02	995,95
К4	0,036	0,028	0,046	0,003	1,018	10,94	0,04	9,47	0,03	2178,65
К5	0,069	0,054	0,087	0,003	1,018	5,74	0,02	4,97	0,02	1142,90
К6	0,019	0,015	0,024	0,003	1,018	20,59	0,07	17,83	0,06	4100,98
К7	0,006	0,004	0,007	0,003	1,018	70,00	0,25	60,62	0,21	13943,35
К8	0,053	0,042	0,067	0,003	1,018	7,45	0,03	6,45	0,02	1483,33
К9	0,023	0,018	0,029	0,003	1,018	17,50	0,06	15,16	0,05	3485,84

5.2 Выбор электрической аппаратуры

Надежная и экономичная работа электрических аппаратов и токоведущих частей (шин, кабелей и др.) может быть обеспечена лишь при их правильном выборе по условиям работы как в длительном (нормальном) режиме, так и в режиме короткого замыкания.

Для длительного режима аппаратуру подстанции выбирают по номинальному току, номинальному напряжению, роду установки, конструктивному исполнению, току и мощности отключения (аппараты для отключения рабочих и аварийных токов).

После выбора аппаратов и проводников по условиям длительного режима их проверяют на электродинамическую и термическую стойкость при протекании токов короткого замыкания, вызывающих наибольшие механические напряжения и нагрев. Отключающие аппараты, кроме того, выбирают по их отключающей способности.

Таким образом, выбор аппаратуры производим исходя из проектных данных согласно схеме подстанции.

Выбор высоковольтных выключателей [5].

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения цепи в нормальных и аварийных режимах. Допустимо производить выбор выключателей по важнейшим параметрам:

1. По напряжению установки: .

2. По длительному току: ;

3. По электродинамической стойкости:

; , [51]

где , - предельный сквозной ток КЗ (ударное и действующее значение тока), А.

4. По отключающей способности: ;

5. По термической стойкости:

[52]

где - тепловой импульс по расчету;

- предельный ток термической стойкости, кА;

-время протекания предельного тока термической стойкости, с.

Для ВЛ 110/6 кВ определяем максимальные токи:

А

А



Действующие значения периодической составляющей тока КЗ:

кА; кА;

Значение ударного тока КЗ:

кА; кА;

Тепловой импульс определяем по формуле:

[53],

где - максимальное время действия релейной защиты (для сетей 110...220 кВ с)

- собственное время отключения выключателя (обычно с)

Расчетные значения теплового импульса:

кАс; кАс

Выбор разъединителей [3].

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. Выбор разъединителей производится:

1. По напряжению установки:

2. По току: ;

3. По электродинамической стойкости:

; [54]

где , - предельный сквозной ток КЗ (ударное и действующее значение напряжения),А.

4. По термической стойкости:

[55] ,

где - тепловой импульс по расчету;

- предельный ток термической стойкости, кА;

- время протекания предельного тока термической стойкости, с.

Сведем все результаты в таблицы:

Таблица №16

Расчетные данные	каталожные данные
	выключатели	разъединители
	У-110-2000-40У1	МКП -110М-630-20У1	РПДО-УЭТМ - 110	РГ-110/1000 УХЛ1

Таблица №17

Расчетные данные	каталожные данные
	выключатели	разъединители
	ВЭМ-6-2000/40-125	ВЭМ-6-3200/40-125	РВ-10/1600 0У3	РВ 10/2000 УХЛ2

Выбор трансформаторов тока.

1. По напряжению установки:

2. По току: ;

3. По электродинамической стойкости:

[56] ,

где - кратность электродинамической стойкости по каталогу;

4. По термической стойкости:

[57].

Исходя из расчетных данных, выбираем следующие трансформаторы тока [3]: ТФЗМ110/600-У3 на сторону 110 кВ, ТПЛ-10/1600-У3 на сторону 10 кВ. Результаты выбора трансформаторов тока сведены в таблицу №18.

Таблица №18

Тип трансформатора тока	, кВ	, А	, кА	, кАс
ТФМ-110-II-У1	110110	84,241200	0,09106,596	156,25730,08
ТПЛ-10/1600-У3	610	1566,21600	0,0893,06	117,18984,88

Выбор трансформаторов напряжения

Измерительные трансформаторы напряжения как и трансформаторы тока предназначены для увеличения пределов измерений приборов.

Исходя из расчетных данных, выбираем следующие трансформаторы напряжения [3]: НКФ-110-06У1 , класс точности - 0,5 , на сторону 110 кВ, НТМИ-10-66, класс точности - 0,5 , на сторону 10 кВ. Результаты выбора трансформаторов напряжения сведены в таблицу №19.

Таблица №19

Тип трансформатора напряжения	, кВ	, кВ	, ВА	, ВА
НКФ-110-06У1			400	2000
НТМИ-10-66	10		120	2000



Заключение

Таким образом, в данном курсовом проекте была рассчитана система электроснабжения для удаленного потребителя мощностью Р_в = 14 МВт, в соответствии с исходными данными.

Было выбрано питающее напряжение 110 кВ магистральная схема электроснабжения.

Проведена компенсация реактивной мощности и выбрано соответствующее компенсирующее устройство, силовые трансформаторы для каждого из участков, потери в них.

Выбраны токоведущие части для воздушных и кабельных линий, а также высоковольтные коммутационные аппараты к соответствующим участкам.



Библиографический список

1. Правила устройства электроустановок./Минэнерго СССР. - Москва: Энергоатомиздат, 1985.

2. Постников Г.Е., Федин В.Т. Проектирование электрических сетей и систем. - Минск: «Высшая школа», 1978.

3. Электрооборудование станций и подстанций ник для техникумов / Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин. -- 11 : гоатомиздат, 1987. -- 648 c.

4. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М. : ЭНАС, 2012. - 376 с.

5. Инструкция по устройству молниезащиты зданий, сооружений. РД 34.21.122-87/Минэнерго СССР. - М.: Энергоатомиздат, 1989.--57 с.

6. Электроснабжение. Курсовое проектирование: Г.В. Коробов, В.В. Картавцев, Н.А. Черемисинова .--2-е изд., испр. и доп.--Санкт-Петербург: Лань, 2011 .-- 187 с.

7. Кабышев А.В., Обухов С.Г. Расчет и проектирование систем электроснабжения: Справочные материалы по электрооборудованию: Учеб. пособие / Том. политехн. ун-т. - Томск, 2005. - 168 с

Размещено на Allbest.ru