Разработка понижающей подстанции электроснабжения 35/10/0,4 кВ

Приложение 1.docx

Результаты расчета рабочих режимов электрической сети

Тит лист и задание.doc

Министерство образования Республики Беларусь
Учреждение образования
Полоцкий государственный университет
Кафедра "Электронной техники и энергетики
по дисциплине: "Производство электроэнергии
на тему: "Разработка понижающей подстанции электроснабжения
Принял: Вершинин А.С.
Полоцкий государственный университет
Наименование факультета РТФ
по курсовому проектированию
Студенту Федуковичу Владиславу Юрьевичу гр. 10-ЭС-
Разработка понижающей подстанции электроснабжения 351004 кВ
Срок сдачи студентом законченного проекта 15.05.2014г.
Исходные данные к проекту Схема понижающей электрической подстанции с
трехобмоточными трансформаторами
Параметры линий и потребителей:
Нагрузка потребителей:
Примечание. [pic] – соответственно количество букв в фамилии имени и
Параметры системы Напряжение потребителей кВ
Sис МВА Xc о.е. UВН UCН UНН
Коэффициент мощности Врем использования Категория потребителей
максимальной нагрузки
Оформление пояснительной записки – 05.05.14 г.
Оформление графической части проекта – 10.05.14 г.
(дата и подпись студента)

записка маяя2.docx

TOC o "1-3" h z u Введение4
Выбор силовых трансформаторов проектируемой подстанции.7
Выбор главной схемы электрических соединений10
1 Выбор схем распределительных устройств10
2 Технико-экономическое сравнение вариантов12
Выбор сечений проводников воздушных и кабельных линий14
Расчет режимов электрической сети подстанции17
Выбор трансформаторов собственных нужд (ТСН) на подстанции24
Расчет токов короткого замыкания26
1 Расчет токов короткого замыкания для выбора электрических аппаратов26
2 Выбор токоограничивающих реакторов31
Выбор электрических аппаратов33
1 Выбор высоковольтных выключателей33
2 Выбор разъединителей33
3 Выбор предохранителей: PAGEREF _Toc384991559 h 34
4 Выбор ограничителей перенапряжений35
Выбор измерительных трансформаторов36
1 Выбор трансформаторов тока36
2 Выбор трансформаторов напряжения38
Выбор токоведущих частей распределительных устройств40
Список использованных источников45
Приложение 1 Результаты расчета рабочих режимов электрической сети
Приложение 2 Главная схема электрических соединений
Приложение 3 Перечень элементов
КП2014.1-43 01 03-01.29.01 ПЗ
Разработка понижающей подстанции электроснабжения 351004 кВ
Пояснительная записка
УО «ПГУ» гр. 10-ЭС-1
Электрическая энергия является наиболее удобным и дешевым видом энергии. Широкое распространение электрической энергии обусловлено относительной легкостью ее получения преобразования и возможностью ее передачи на большие расстояния. Огромную роль в системах электроснабжения играют электрические подстанции - электроустановки предназначенные для преобразования и распределения электроэнергии. Электрическая подстанция— часть системы передачи и распределения электрической энергии в которой происходит повышение или понижение значенияэлектрического напряженияс использованиемтрансформаторов. Различают два вида электрической подстанции: распределительная и трансформаторная. Распределительная подстанция работает на одном напряжении и служит узлом для потребителей и других подстанций. На трансформаторной подстанции используются трансформаторы для повышения или понижения напряжения. Чаще всего встречаются совмещенные подстанции. Они являются важным звеном в системе электроснабжения. При проектировании подстанции стараются использовать типовые решения схемы и элементы что приводит к унификации оборудования подстанции и как следствие к удешевлению обслуживания и проектировочной стоимости. Но на практике при проектировании подстанции приходится учитывать особенности месторасположения и другие исходные условия.
В данном курсовом проекте производиться расчет электрической части подстанции. Для этого производится выбор типа подстанции определение суммарных мощностей выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Определение токов нормального и утяжеленного режимов выбор средств ограничения токов короткого замыкания сборных шин и электрических аппаратов.
Схема понижающих электрических подстанций для курсового проектирования представлена на рисунке 1.1.
Рис. 1.1 - Схема понижающих электрических подстанций с трехобмоточным трансформаторам.
Параметры линий и потребителей
Где – соответственно количество букв в фамилии имени и отчестве.
Нагрузка потребителей:
Таблица 1.1 – Параметры источников питания
Напряжение потребителей кВ
Таблица 1.2 – Характеристики нагрузок потребителей
Коэффициент мощности
Врем использования максимальной нагрузки
Категория потребителей
Выбор силовых трансформаторов проектируемой подстанции.
Число трансформаторов на подстанциях выбирается в зависимости от ответственности потребителей а также наличия резервных источников питания в сетях среднего и низкого напряжений. Так как большей частью от подстанций питаются потребители всех трех категорий и питание от системы подводится лишь со стороны ВН то по условию надежности требуется установка не менее двух трансформаторов.
Рис. 2.1 - Структурные схемы подстанции
Полная и реактивная мощности потребителей:
Суммарная расчетная мощность подстанции:
Номинальную мощность питающих трансформаторов определяют по условию:
где n – количество трансформаторов; kз – коэффициент загрузки трансформаторов. Для двухтрансформаторной подстанции kз = 06508.
При установке на подстанции более одного трансформатора (n) расчетным является случай отказа одного из трансформаторов когда оставшиеся в работе трансформаторы с учетом их аварийной перегрузки должны передать всю необходимую мощность:
где – коэффициент аварийной перегрузки трансформаторов.
По расчетным данным для РП принимаем к установке 2 трансформатора марки ТДТН-6300035
Трансформаторный пункт ТП1 состоит из 2 трансформаторов питающих нагрузку Р2.
Номинальная мощность трансформаторов ТП1:
Расчетная мощность трансформатора с учетом аварийной перегрузки:
По расчетным данным для ТП1 принимаем к установке 2 трансформатора марки ТМ-160010.
Трансформаторный пункт ТП2 состоит из одного трансформатора питающих нагрузку Р3.
Номинальная мощность трансформаторов ТП2:
По расчетным данным для ТП2 принимаем к установке один трансформатор марки ТМ-160010.
Основные характеристики выбранных трансформаторов занесем в таблицу 2.1
Таблица 2.1 – Основные параметры и характеристика трансформаторов
Выбор главной схемы электрических соединений
1 Выбор схем распределительных устройств
Выбор схем электрических соединений является важным и ответственным этапом проектирования электростанции и подстанции. От выбранной схемы зависит надежность работы электроустановки ее экономичность оперативная гибкость (т.е. приспособленность к изменяющимся условиям работы) и удобство эксплуатации безопасность обслуживания возможность расширения.
На выбор схем электрических соединений подстанции влияет ряд факторов:
Тип назначение и месторасположение подстанции в энергосистеме;
Число и мощность силовых трансформаторов генераторов и линий;
Наличие мощность и энергопотребление нагрузки;
Требуемая степень надежности электроснабжения потребителей;
Схемы и напряжения прилагаемых сетей энергосистемы;
При выборе схем руководствуются рекомендациями которые даются в Нормах технологического проектирования (НТП). В соответствии с рекомендациями для схемы приведенной на рисунке 3.1 (а) на стороне ВН (110кВ) принимаем схему с одной секционированной системой шин с обходной с совместным секционным и обходным выключателями. Для схемы приведенной на рисунке 3.1 (б) на стороне ВН (110кВ) принимаем схему с одной секционированной системой шин с обходной с отделителями в цепях трансформаторов и совмещённым и обходным выключателями (рис.3.1 б).
В обоих вариантах схем для РУ низкого и среднего напряжения использована одна секционированная система шин. Достоинствами такой схемы являются низкая стоимость и простота РУ что практически исключают ошибочные операции с разъединителями.
Схема РУ высшего напряжения представлена двумя вариантами имеющими свои достоинства и недостатки.
Достоинства схемы с одной секционированной системой шин:
Малое число выключателей (один на одно – два присоединения);
Схема более надежная.
Недостатки схемы с одной секционированной системой шин:
На все время ремонта секционного выключателя параллельная работа секций (и линий) нарушается;
Ремонт одной из секций связан с отключением всех линий присоединенных к этой секции и одного трансформатора.
. Окончательный выбор схем распределительных устройств будет совершен после технико-экономического сравнения предлагаемых вариантов.
2 Технико-экономическое сравнение вариантов
Оптимальное решение – решение удовлетворяющее требованиям к качествам проектируемого объекта при минимально возможных затратах материальных финансовых и трудовых ресурсов. Проектируемая электроустановка должна обладать следующими качествами:
Экономичность – оценивается совокупностью стоимостных показателей: капиталовложений стоимостью годовых потерь электроэнергии годовых издержек на ремонт и обслуживание.
Надежность – свойство проектируемого объекта выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. Ущерб как стоимостный показатель снижения дохода от ненадежности проектируемого объекта представляет собой результирующий показатель надежности.
Безопасность обслуживания.
Удобство эксплуатации в том числе минимальный объем переключений в связи с изменением режима электроустановки.
Удобство размещения оборудования и т.д.
Так как схемы РУ СН и НН одинаковые то технико-экономическое сравнение произведем для схем РУ ВН.
Сопоставительную оценку рассматриваемых вариантов схем проектируемой подстанции приведем по минимуму приведенных затрат З у. е. г. которые определяются из выражения:
где рн – нормативный коэффициент эффективности 1г. принимаемый в расчетах 012;
К – капиталовложения у. е.;
И – годовые издержки у. е. г.;
М – математическое ожидание ущерба от недоотпуска электроэнергии.
Величину ущерба М от недоотпуска электроэнергии при сравнении вариантов схем проектируемой подстанции в данном курсовом проекте не учитываем.
Капиталовложения определяют по упрощенным показателям стоимости оборудования и аппаратов. Результаты расчетов капиталовложений оформим в табл. 3.1.
Таблица 3.1 – Результаты расчета капиталовложений
Стоимость единицы у.е.
Количество единиц шт
Общая стоимость у.е.
Годовые эксплуатационные издержки складываются из трех составляющих:
где – амортизационные отчисления;
– норма амортизационных отчислений для силового оборудования;
– издержки на обслуживание электроустановки;
в – норма отчислений на обслуживание;
– издержки обусловленные потерями энергии в проектируемой установке;
– удельные затраты по возмещению потерь у. екВт·ч;
– годовые потери энергии кВт·чг .
Для силового электрооборудования и РУ при Uном ≥ 35 кВ установлены следующие нормы отчислений: . Для выключателей и разъединителей потерями энергии можно пренебречь.
В итоге минимум приведенных затрат для двух схем:
Разность приведенных затрат:
Варианты по приведенным затратам отличаются более чем на 10%. Поэтому окончательно в качестве структурной схемы выберем схему 1 (четырехугольник).
Выбор сечений проводников воздушных и кабельных линий
Выбор сечения проводников воздушных и кабельных линий производится по экономической плотности тока.
Сечение проводника определяется по формуле:
где – длительный рабочий ток нормального режима (без перегрузок) А;
– нормированная экономическая плотность тока Амм2 [2 с. 230].
Найденное сечение округляется. При этом принимается ближайшее меньшее стандартное сечение если оно не отличается от экономического значения больше чем на 15 %. В противном случае принимается ближайшее большее стандартное сечение.
Выбранные проводники воздушной линии должны быть проверены:
по длительно допустимому току из условий нагрева
по термическому и электродинамическому действию токов КЗ
Выбранные проводники кабельной линии должны быть проверены:
по термической стойкости
Выбор и проверка сечений проводников для ВЛЭП l1:
В качестве проводника примем алюминиевый провод марки АС.
Рабочий ток для данного участка:
Округляем до ближайшего стандартного значения 600 мм2. Длительно допустимый ток Iдоп = 1050 А.
Проверка по длительному допустимому току нагрева:
где – максимальный рабочий ток;
– длительно допустимый ток выбранного проводника;
Для участка состоящего из двух линий максимальный рабочий ток будет протекать при отключении одной из линий.
Для напряжения 35 кВ проверка по короне не проводится.
Выбор и проверка сечений проводников для КЛЭП l2:
В качестве проводника примем кабель с алюминиевыми жилами.
Округляем до ближайшего стандартного значения 35 мм2. Длительно допустимый ток при прокладке в земле з=15оС; Iдоп=115 А
– длительно допустимый ток с учетом поправок (k1 k2 – поправочные коэффициенты [3 табл. П.14 П.15 П.16]);
Длительно допустимый ток с учетом поправочных коэффициентов:
Выбор и проверка сечений проводников для КЛЭП l3:
Округляем до ближайшего стандартного значения 25 мм2. Длительно допустимый ток при прокладке в земле з=15оС; Iдоп=90 А.
Для данного участка максимальный рабочий ток примем в случае двойной перегрузки.
Результаты расчетов выбора сечений проводников занесем в таблицу 4.1.
Таблица 4.1 – Результаты выбора сечений проводников
Марка провода (кабеля)
Проверку проводников по термическому действию токов КЗ проведем в пункте 7.2 после определения токов короткого замыкания на участках.
Расчет режимов электрической сети подстанции
Расчет режимов выполняем в два этапа. На первом этапе по данным нагрузкам потребителей каждого уровня напряжений определяем полную мощность в начале линии электропередачи питающей проектируемую подстанцию. На втором этапе по известным данным режима начала высоковольтной ЛЭП определяем напряжения во всех узлах электрической сети.
Рис. 5.1 - Схема замещения электрической сети
Т.к. линии l1 l2 и трансформаторы T1 T2 состоят из двух параллельных ветвей с одинаковыми параметрами следовательно сопротивления этих участков будут в 2 раза меньше.
Таблица 5.1 – Значения сопротивлений схемы замещения сети
Расчет рабочего режима при максимальной нагрузке
Потери мощности в трансформаторах Т2 и Т1:
Мощность в начале трансформаторов Т2 и Т3:
Потери мощности в линиях l2 и l3:
Мощности в начале линий l2 и l3:
Мощность в конце обмотки низкого напряжений трансформатора Т1:
Потери мощности в обмотках трансформатора Т1 :
Мощность в начале трансформатора Т1:
Мощность в начале обмотки высшего напряжения трансформатора Т1 с учетом потерей холостого хода:
Зарядная мощность линии l1:
Потери мощности в линии l1:
Расчетная нагрузка подстанции:
По условию нам задано напряжение на шинах подстанции равное кВ.
Напряжение в начале линии l1:
Напряжения на шинах низкого напряжений трансформатора Т1 приведенные к высокой стороне:
Фактические напряжения на шинах низкого напряжения с учётом коэффициента трансформации:
Напряжение в конце линии l2:
Напряжение на шинах низкого напряжений трансформатора Т2 приведенные к высокой стороне:
Фактические напряжения на шинах низкого напряжения трансформатора Т2 с учётом коэффициента трансформации:
Напряжение в конце линии l3:
Напряжение на шинах низкого напряжений трансформатора Т3 приведенные к высокой стороне:
Фактические напряжения на шинах низкого напряжения трансформатора Т3 с учётом коэффициента трансформации:
Расчет рабочего режима при минимальной нагрузке
Потери мощности в обмотках трансформатора Т1:
Графический лист с результатами расчета рабочего режима электрической сети приведен в приложении 1.
Выбор трансформаторов собственных нужд (ТСН) на подстанции
Состав потребителей собственных нужд (СН) подстанций зависит от типа подстанции мощности трансформаторов наличия синхронных компенсаторов типа электрооборудования. Мощность потребителей СН невелика поэтому они присоединяются к сети 380220 В которая получает питание от понижающих трансформаторов. Мощность TCH выбирается в соответствии с нагрузками в разных режимах работы подстанции но не более 630 кВА (или 1000 кВА с ).
Определим мощность потребителей собственных нужд и данные сведем в таблицу 6.1.
Таблица 6.1 – Нагрузка СН подстанции
Кол-во приемников шт.
Электродвигатели обдува трансформаторов ТДТН-63000
Подогрев выключателей
Подогрев шкафов КРУ 10 кВ
Подогрев приводов разъединителей
Подогрев релейного шкафа
Отопление освещение и вентиляция:
- ЗРУ совмещенное с ОПУ
- Здание разъездного персонала
Наружное освещение ОРУ-35 кВ
Подзарядно - зарядный агрегат ВАЗП
Расчетная мощность нагрузки СН:
где – коэффициент спроса. Для двух трансформаторной подстанции .
Номинальная мощность трансформатора равна:
Принимаем к установке трансформатор мощностью 250 кВА типа ТМ-25010.
Расчет токов короткого замыкания
1 Расчет токов короткого замыкания для выбора электрических аппаратов
Для выбора электрооборудования аппаратов шин кабелей токоограничивающих реакторов необходимо знать токи короткого замыкания (КЗ). При этом обычно достаточно определить ток трехфазного короткого замыкания в месте повреждения в некоторых случаях – распределение токов в ветвях схемы непосредственно примыкающих к этому месту.
Расчет будем проводить в относительных единицах поэтому в качестве базисных единиц выбираем SБ=1000 МВт UБ1=35 кВ UБ2=10 кВ UБ3=04 кВ UБ4=04 кВ
Рассчитаем сопротивления элементов схемы замещения (рисунок 7.1).
Трансформаторы T1 – T3:
Рис. 7.1 – Схема замещения подстанции
Рассчитаем ЭДС элементов схемы замещения (см. рисунок 7.1) в относительных единицах с точным приведением к основной ступени. Во всех приближенных расчетах рекомендуется принимать следующие средние значения ЭДС в относительных единицах при номинальных условиях:
Преобразуем данную схему до простейшего вида относительно точек короткого замыкания.
Рис. 7.2 – Промежуточная схема упрощения 1
Упростим схему относительно точки К1.
Рис. 7.3 – Упрощенная схема замещения относительно точки К1
Упростим схему относительно точки К2.
Рис. 7.4 – Упрощенная схема замещения относительно точки К2
Упростим схему относительно точки К3.
Рис. 7.4 – Упрощенная схема замещения относительно точки К3
Упростим схему относительно точки К4.
Рис. 7.5 – Упрощенная схема замещения относительно точки К4
Далее определим составляющие токов короткого замыкания для данных точек.
Действующее значение периодической составляющей тока в начальный момент времени:
где Куд - ударный коэффициент [3 табл. 2.3].
Импульс квадратичного тока:
где tокл - время действия защиты примем tокл = 10 с
Та - постоянная времени [3 табл. 2.3].
Результаты расчетов токов КЗ сведем в таблицу 7.1.
Таблица 7.1 – Результаты расчетов токов КЗ
2 Выбор токоограничивающих реакторов
Реакторы служат для ограничения токов КЗ в мощных электроустановках что позволяет применять более легкие и дешевые выключатели и уменьшать площадь сечения кабелей а следовательно удешевлять РУ и распределительные сети. Основная область применения реакторов – электрические сети напряжением 6–10 кВ.
Перед выбором токоограничивающих реакторов необходимо провести проверку кабельных и воздушных линий по действию токов КЗ.
Проверка сечений проводников для ВЛЭП l1:
где tотк – время действия защиты среднее время действия tотк=10 с.
Минимально допустимая площадь сечения:
где С – термический коэффициент [3 табл. 2.2].
Установка токоограничивающего реактора на данном участке не требуется.
Проверка сечений проводников для КЛЭП l2:
Ток КЗ в линии КЛЭП l2 при коротком замыкании в точке К2:
где tотк – время действия защиты среднее время действия tотк=1 с.
Проверка сечений проводников для КЛЭП l3:
Ток КЗ в линии КЛЭП l3 при коротком замыкании в точке К2:
Индуктивное сопротивление реактора выбирают исходя из условий ограничения тока КЗ до заданного уровня определяемого коммутационной способностью выключателей которые установлены в данной сети. На участке сети 10 кВ установлены выключатели с током отключения . Так как выбранные сечения кабелей на участке 10 кВ проходят проверку по термическом действию токов КЗ и номинальный ток отключения выключателя больше тока КЗ то на данном участке установка токоограничивающего реактора не требуется.
Выбор электрических аппаратов
1 Выбор высоковольтных выключателей
Для РУ-35 кВ выберем элегазовый выключатель типа ВГТ-35-503150У1
Таблица 8.1 – Условия выбора выключателя для РУ-35 кВ
Выключатель удовлетворяет всем условиям выбора.
Для РУ-10 кВ выберем масляный выключатель типа МГГ-10-4000-45У3
Таблица 8.2 – Условия выбора выключателя для РУ-10 кВ
2 Выбор разъединителей
Для РУ-35 кВ выберем разъединитель типа РНД-352000У1
Таблица 8.3 – Условия выбора разъединителя для РУ-35 кВ
Разъединитель удовлетворяет всем условиям выбора.
Для РУ-10 кВ выберем разъединитель типа РВРЗ-1-104000У3
Таблица 8.4 – Условия выбора разъединителя для РУ-10 кВ
3 Выбор предохранителей:
Для нагрузки S2 кВ выберем предохранитель типа ППН-41.
Ток нагрузки в каждой линии S2:
Таблица 8.5 – Условия выбора выключателя нагрузки S2
Предохранитель удовлетворяет всем условиям выбора.
Для нагрузки S3 кВ выберем предохранитель типа ППН-41.
Таблица 8.6 – Условия выбора выключателя нагрузки S3
4 Выбор ограничителей перенапряжений
При выборе указанных разъединителей и ОПН их рабочее напряжение принимается на класс меньше напряжения высокой стороны трансформатора.
Т.к. тарсформатор 3510 кВ то выбираем ограничитель перенапряжения ОПН-РСTEL 10127 УХЛ1.
Выбор измерительных трансформаторов
1 Выбор трансформаторов тока
Измерительные трансформаторы предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений до значений наиболее удобных для подключения измерительных приборов реле защиты устройств автоматики. Применение измерительных трансформаторов обеспечивает безопасность работающих так как цепи высшего и низшего напряжения разделены а также позволяет унифицировать конструкцию приборов и реле.
Требуемый класс точности 05. Перечень измерительных приборов для расчетной цепи принимается на основании рекомендаций [2 табл. 4.9]. Для упрощения расчетную нагрузку приборов не разделяют по фазам. При определении вторичной нагрузки сопротивление соединительных проводов не учитывают так как оно мало.
Выбор трансформатора тока для РУ-35 кВ
Подключенные приборы (для одной катушки): амперметр – 01
Выбираем к установке трансформатор тока ТФЗМ 35Б-I.
Вторичная нагрузка трансформатора тока без учета ее комплексного характера:
Номинальная нагрузка в классе точности 05:
Эквивалентное сопротивление приборов:
где - сопротивление приборов;
- сопротивление контактов;
- допустимое сопротивление трансформатора тока.
Расчетное сечение проводов:
где ρ – удельное сопротивление материала провода;
lрасч – расчетная длина зависящая от схемы соединения трансформатора тока и расстояния от трансформаторов тока до приборов [1 табл. 6.3].
Выбираем алюминиевый провод сечением .
Таблица 9.1 – Условия выбора трансформатора тока для РУ-35 кВ
Расчетные параметры цепи
Каталожные данные трансформатора тока
Трансформатор тока удовлетворяет всем условиям выбора.
Выбор трансформатора тока для РУ-10 кВ
Подключенные приборы (для одной катушки): амперметр – 01ВА; счетчик активной мощности – 25ВА; счетчик реактивной мощности – 25ВА ваттметр – 05ВА; варметр – 05ВА.
Выбираем к установке трансформатор тока ТЛ-10УЗ.
lрасч – расчетная длина зависящая от схемы соединения трансформатора тока и расстояния от трансформаторов тока до приборов.
Таблица 9.2 – Условия выбора трансформатора тока для РУ-10 кВ
2 Выбор трансформаторов напряжения
Требуемый класс точности 05. Перечень измерительных приборов для расчетной цепи принимается на основании рекомендаций [2 табл. 4.9]. Для упрощения расчетную нагрузку приборов не разделяют по фазам.
Выбор трансформаторов напряжения для РУ-35 кВ
Таблица 9.6 - Расчет нагрузки трансформаторов напряжения
Счетчик активной мощности
Счетчик реактивной мощности
Эквивалентная мощность приборов:
Установим трансформатор напряжения типа НОМ–35-66У1.
Сечение соединительных проводов принимается 25 мм2.
Таблица 9.7 - Условия выбора трансформатора напряжения
Каталожные данные трансформатора напряжения
Трансформатор напряжения удовлетворяет всем условиям выбора.
Выбор трансформаторов напряжения для РУ-10 кВ
Таблица 9.8 - Расчет нагрузки трансформаторов напряжения
Установим 2 трансформатора напряжения типа НОЛ.08 – 10УТ2.
Таблица 9.9 - Условия выбора трансформатора напряжения
Трансформаторы напряжения удовлетворяют всем условиям выбора.
Выбор токоведущих частей распределительных устройств
Основное электрическое оборудование электростанций и подстанций и аппараты в этих цепях соединяются между собой проводниками разного типа которые образуют токоведущие части электрической установки.
При выборе токоведущих частей необходимо обеспечить выполнение ряда требований вытекающих из условий работы. Проводники должны:
длительно проводить рабочие токи без чрезмерного повышения температуры;
противостоять кратковременному электродинамическому и тепловому действию токов КЗ;
выдерживать механические нагрузки создаваемые собственной массой и массой связанных с ними аппаратов а также усилия возникающие в результате атмосферных воздействий;
удовлетворять требованиям экономичности электроустановки.
Выбор токоведущих частей для РУ-35 кВ
Сечение токоведущей части по экономической плотности тока:
где – максимальный рабочий ток (см. п.8).
Предварительно выбираем алюминиевую шину прямоугольного сечения с и .
Проверка по длительно допустимому току из условий нагрева:
Проверка на динамическую стойкость.
Момент инерции [2 табл.4.2]:
Частота собственных колебаний для алюминиевых шин [2 стр. 231]:
где - длина пролета между изоляторами шин. Примем
Если собственные частоты меньше 30 Гц и больше 200 Гц то механического резонанса не возникает.
Максимальное распределенное усилие на единицу длины:
где - междуфазное расстояние примем .
Момент сопротивления [2 табл.4.2]:
Напряжение в материале шин:
Проверка на термическую стойкость.
Минимальное сечение по условию термической стойкости:
Условие термической стойкости:
Выбор токоведущих частей для РУ-10 кВ
Предварительно выбираем алюминиевую шину прямоугольного сечения с тремя полосами на фазу с и .
Момент инерции для прямоугольной шины [2 табл.4.2]:
Выбор токоведущих частей для шины НН нагрузки S2
Выбор токоведущих частей для шины НН нагрузки S3
где - максимальный рабочий ток (см. п.8).
Выбор токоведущих частей для шины НН ТСН
В данном проекте была спроектирована электрическая часть понижающей подстанция 351004 кВ. В результате выполнения проекта были закрепление теоретические знания и приобретены навыки по проектированию электрической части подстанций а также приобретен опыт в использовании справочной литературы руководящих указаний и нормативных материалов.
В связи учебными целями в данном проекте принимался ряд допущений и условностей позволяющих избежать чрезмерного увеличения объема проекта и сосредоточить внимание на наиболее существенных вопросах.
В ходе проектирования были составлены варианты сети после чего было произведено технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них наиболее оптимального. Был произведен расчет основных режимов проектируемой сети по результатам которых были подобраны сечения проводов для линий кабелей и шин и основное оборудование проектируемой подстанции.
Данный курсовой проект выполнен на основе положений норм технологического проектирования подстанций и другой справочной и нормативной литературы.
Список использованных источников
Селиверстов Г.И – Электрические станции и подстанции промышленных предприятий : метод. указания к курсовому проекту для студентов специальности 1-43 01 07 «Техническая эксплуатация энергооборудования организаций» днев. формы обучения – Гомель : ГГТУ им. П. О. Сухого 2008.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. – Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для тезникумов. – 2 издание М. Энергия 1980.
Бохан А.Н - Практическое пособие к решению задач по курсу "Электрическая часть станций и подстанций" для студентов дневной и заочной форм обучения по специальности Т.01.01 "Электроэнергетика". – Гомель: ГГТУ им. П.О. Сухого 2000.
Лычев П.В. Федин В.Т. Электрические сети энергетических систем. – Мн.: "Універсітэцкае" 1990
ГайсаровР.В.КоржовА.В. - Электрооборудование электрических станций и подстанций: Справочное пособие к курсовому и дипломному проектированию Челябинск: Изд-во ЮУрГУ 2004.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. - Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд. перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат 1989.
Емцев А.Н. Попик В.А. - Изображение и обозначение элементов электрических схем: методические указания к выполнению дипломного проекта Братск: БрГУ 2011.

записка маяя.docx

TOC o "1-3" h z u Введение4
Выбор силовых трансформаторов проектируемой подстанции.7
Выбор главной схемы электрических соединений10
1 Выбор схем распределительных устройств10
2 Технико-экономическое сравнение вариантов12
Выбор сечений проводников воздушных и кабельных линий14
Расчет режимов электрической сети подстанции17
Выбор трансформаторов собственных нужд (ТСН) на подстанции24
Расчет токов короткого замыкания26
1 Расчет токов короткого замыкания для выбора электрических аппаратов26
2 Выбор токоограничивающих реакторов31
Выбор электрических аппаратов33
1 Выбор высоковольтных выключателей33
2 Выбор разъединителей33
3 Выбор предохранителей: PAGEREF _Toc384991559 h 34
4 Выбор ограничителей перенапряжений35
Выбор измерительных трансформаторов36
1 Выбор трансформаторов тока36
2 Выбор трансформаторов напряжения38
Выбор токоведущих частей распределительных устройств40
HYPERLINK l "_Toc384991565" Список использованных источников45
Приложение 1 Результаты расчета рабочих режимов электрической сети
Приложение 2 Главная схема электрических соединений
Приложение 3 Перечень элементов
КП2014.1-43 01 03-01.29.01 ПЗ
Разработка понижающей подстанции электроснабжения 351004 кВ
Пояснительная записка
УО «ПГУ» гр. 10-ЭС-1
Электрическая энергия является наиболее удобным и дешевым видом энергии. Широкое распространение электрической энергии обусловлено относительной легкостью ее получения преобразования и возможностью ее передачи на большие расстояния. Огромную роль в системах электроснабжения играют электрические подстанции - электроустановки предназначенные для преобразования и распределения электроэнергии. Электрическая подстанция— часть системы передачи и распределения электрической энергии в которой происходит повышение или понижение значенияэлектрического напряженияс использованиемтрансформаторов. Различают два вида электрической подстанции: распределительная и трансформаторная. Распределительная подстанция работает на одном напряжении и служит узлом для потребителей и других подстанций. На трансформаторной подстанции используются трансформаторы для повышения или понижения напряжения. Чаще всего встречаются совмещенные подстанции. Они являются важным звеном в системе электроснабжения. При проектировании подстанции стараются использовать типовые решения схемы и элементы что приводит к унификации оборудования подстанции и как следствие к удешевлению обслуживания и проектировочной стоимости. Но на практике при проектировании подстанции приходится учитывать особенности месторасположения и другие исходные условия.
В данном курсовом проекте производиться расчет электрической части подстанции. Для этого производится выбор типа подстанции определение суммарных мощностей выбор числа и мощности силовых трансформаторов. Определение токов нормального и утяжеленного режимов выбор средств ограничения токов короткого замыкания сборных шин и электрических аппаратов.
Схема понижающих электрических подстанций для курсового проектирования представлена на рисунке 1.1.
Рис. 1.1 - Схема понижающих электрических подстанций с трехобмоточным трансформаторам.
Параметры линий и потребителей
Где – соответственно количество букв в фамилии имени и отчестве.
Нагрузка потребителей:
Таблица 1.1 – Параметры источников питания
Напряжение потребителей кВ
Таблица 1.2 – Характеристики нагрузок потребителей
Коэффициент мощности
Врем использования максимальной нагрузки
Категория потребителей
Выбор силовых трансформаторов проектируемой подстанции.
Число трансформаторов на подстанциях выбирается в зависимости от ответственности потребителей а также наличия резервных источников питания в сетях среднего и низкого напряжений. Так как большей частью от подстанций питаются потребители всех трех категорий и питание от системы подводится лишь со стороны ВН то по условию надежности требуется установка не менее двух трансформаторов.
Рис. 2.1 - Структурные схемы подстанции
Полная и реактивная мощности потребителей:
Суммарная расчетная мощность подстанции:
Номинальную мощность питающих трансформаторов определяют по условию:
где n – количество трансформаторов; kз – коэффициент загрузки трансформаторов. Для двухтрансформаторной подстанции kз = 06508.
При установке на подстанции более одного трансформатора (n) расчетным является случай отказа одного из трансформаторов когда оставшиеся в работе трансформаторы с учетом их аварийной перегрузки должны передать всю необходимую мощность:
где – коэффициент аварийной перегрузки трансформаторов.
По расчетным данным для РП принимаем к установке 2 трансформатора марки ТДТН-6300035
Трансформаторный пункт ТП1 состоит из 2 трансформаторов питающих нагрузку Р2.
Номинальная мощность трансформаторов ТП1:
Расчетная мощность трансформатора с учетом аварийной перегрузки:
По расчетным данным для ТП1 принимаем к установке 2 трансформатора марки ТМ-160010.
Трансформаторный пункт ТП2 состоит из одного трансформатора питающих нагрузку Р3.
Номинальная мощность трансформаторов ТП2:
По расчетным данным для ТП2 принимаем к установке один трансформатор марки ТМ-160010.
Основные характеристики выбранных трансформаторов занесем в таблицу 2.1
Таблица 2.1 – Основные параметры и характеристика трансформаторов
Выбор главной схемы электрических соединений
1 Выбор схем распределительных устройств
Выбор схем электрических соединений является важным и ответственным этапом проектирования электростанции и подстанции. От выбранной схемы зависит надежность работы электроустановки ее экономичность оперативная гибкость (т.е. приспособленность к изменяющимся условиям работы) и удобство эксплуатации безопасность обслуживания возможность расширения.
На выбор схем электрических соединений подстанции влияет ряд факторов:
Тип назначение и месторасположение подстанции в энергосистеме;
Число и мощность силовых трансформаторов генераторов и линий;
Наличие мощность и энергопотребление нагрузки;
Требуемая степень надежности электроснабжения потребителей;
Схемы и напряжения прилагаемых сетей энергосистемы;
При выборе схем руководствуются рекомендациями которые даются в Нормах технологического проектирования (НТП). В соответствии с рекомендациями для схемы приведенной на рисунке 3.1 (а) на стороне ВН (110кВ) принимаем схему с одной секционированной системой шин с обходной с совместным секционным и обходным выключателями. Для схемы приведенной на рисунке 3.1 (б) на стороне ВН (110кВ) принимаем схему с одной секционированной системой шин с обходной с отделителями в цепях трансформаторов и совмещённым и обходным выключателями (рис.3.1 б).
В обоих вариантах схем для РУ низкого и среднего напряжения использована одна секционированная система шин. Достоинствами такой схемы являются низкая стоимость и простота РУ что практически исключают ошибочные операции с разъединителями.
Схема РУ высшего напряжения представлена двумя вариантами имеющими свои достоинства и недостатки.
Достоинства схемы с одной секционированной системой шин:
Малое число выключателей (один на одно – два присоединения);
Схема более надежная.
Недостатки схемы с одной секционированной системой шин:
На все время ремонта секционного выключателя параллельная работа секций (и линий) нарушается;
Ремонт одной из секций связан с отключением всех линий присоединенных к этой секции и одного трансформатора.
. Окончательный выбор схем распределительных устройств будет совершен после технико-экономического сравнения предлагаемых вариантов.
2 Технико-экономическое сравнение вариантов
Оптимальное решение – решение удовлетворяющее требованиям к качествам проектируемого объекта при минимально возможных затратах материальных финансовых и трудовых ресурсов. Проектируемая электроустановка должна обладать следующими качествами:
Экономичность – оценивается совокупностью стоимостных показателей: капиталовложений стоимостью годовых потерь электроэнергии годовых издержек на ремонт и обслуживание.
Надежность – свойство проектируемого объекта выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. Ущерб как стоимостный показатель снижения дохода от ненадежности проектируемого объекта представляет собой результирующий показатель надежности.
Безопасность обслуживания.
Удобство эксплуатации в том числе минимальный объем переключений в связи с изменением режима электроустановки.
Удобство размещения оборудования и т.д.
Так как схемы РУ СН и НН одинаковые то технико-экономическое сравнение произведем для схем РУ ВН.
Сопоставительную оценку рассматриваемых вариантов схем проектируемой подстанции приведем по минимуму приведенных затрат З у. е. г. которые определяются из выражения:
где рн – нормативный коэффициент эффективности 1г. принимаемый в расчетах 012;
К – капиталовложения у. е.;
И – годовые издержки у. е. г.;
М – математическое ожидание ущерба от недоотпуска электроэнергии.
Величину ущерба М от недоотпуска электроэнергии при сравнении вариантов схем проектируемой подстанции в данном курсовом проекте не учитываем.
Капиталовложения определяют по упрощенным показателям стоимости оборудования и аппаратов. Результаты расчетов капиталовложений оформим в табл. 3.1.
Таблица 3.1 – Результаты расчета капиталовложений
Стоимость единицы у.е.
Количество единиц шт
Общая стоимость у.е.
Годовые эксплуатационные издержки складываются из трех составляющих:
где – амортизационные отчисления;
– норма амортизационных отчислений для силового оборудования;
– издержки на обслуживание электроустановки;
в – норма отчислений на обслуживание;
– издержки обусловленные потерями энергии в проектируемой установке;
– удельные затраты по возмещению потерь у. екВт·ч;
– годовые потери энергии кВт·чг .
Для силового электрооборудования и РУ при Uном ≥ 35 кВ установлены следующие нормы отчислений: . Для выключателей и разъединителей потерями энергии можно пренебречь.
В итоге минимум приведенных затрат для двух схем:
Разность приведенных затрат:
Варианты по приведенным затратам отличаются более чем на 10%. Поэтому окончательно в качестве структурной схемы выберем схему 1 (четырехугольник).
Выбор сечений проводников воздушных и кабельных линий
Выбор сечения проводников воздушных и кабельных линий производится по экономической плотности тока.
Сечение проводника определяется по формуле:
где – длительный рабочий ток нормального режима (без перегрузок) А;
– нормированная экономическая плотность тока Амм2 [2 с. 230].
Найденное сечение округляется. При этом принимается ближайшее меньшее стандартное сечение если оно не отличается от экономического значения больше чем на 15 %. В противном случае принимается ближайшее большее стандартное сечение.
Выбранные проводники воздушной линии должны быть проверены:
по длительно допустимому току из условий нагрева
по термическому и электродинамическому действию токов КЗ
Выбранные проводники кабельной линии должны быть проверены:
по термической стойкости
Выбор и проверка сечений проводников для ВЛЭП l1:
В качестве проводника примем алюминиевый провод марки АС.
Рабочий ток для данного участка:
Округляем до ближайшего стандартного значения 600 мм2. Длительно допустимый ток Iдоп = 1050 А.
Проверка по длительному допустимому току нагрева:
где – максимальный рабочий ток;
– длительно допустимый ток выбранного проводника;
Для участка состоящего из двух линий максимальный рабочий ток будет протекать при отключении одной из линий.
Для напряжения 35 кВ проверка по короне не проводится.
Выбор и проверка сечений проводников для КЛЭП l2:
В качестве проводника примем кабель с алюминиевыми жилами.
Округляем до ближайшего стандартного значения 35 мм2. Длительно допустимый ток при прокладке в земле з=15оС; Iдоп=115 А
– длительно допустимый ток с учетом поправок (k1 k2 – поправочные коэффициенты [3 табл. П.14 П.15 П.16]);
Длительно допустимый ток с учетом поправочных коэффициентов:
Выбор и проверка сечений проводников для КЛЭП l3:
Округляем до ближайшего стандартного значения 25 мм2. Длительно допустимый ток при прокладке в земле з=15оС; Iдоп=90 А.
Для данного участка максимальный рабочий ток примем в случае двойной перегрузки.
Результаты расчетов выбора сечений проводников занесем в таблицу 4.1.
Таблица 4.1 – Результаты выбора сечений проводников
Марка провода (кабеля)
Проверку проводников по термическому действию токов КЗ проведем в пункте 7.2 после определения токов короткого замыкания на участках.
Расчет режимов электрической сети подстанции
Расчет режимов выполняем в два этапа. На первом этапе по данным нагрузкам потребителей каждого уровня напряжений определяем полную мощность в начале линии электропередачи питающей проектируемую подстанцию. На втором этапе по известным данным режима начала высоковольтной ЛЭП определяем напряжения во всех узлах электрической сети.
Рис. 5.1 - Схема замещения электрической сети
Т.к. линии l1 l2 и трансформаторы T1 T2 состоят из двух параллельных ветвей с одинаковыми параметрами следовательно сопротивления этих участков будут в 2 раза меньше.
Таблица 5.1 – Значения сопротивлений схемы замещения сети
Расчет рабочего режима при максимальной нагрузке
Потери мощности в трансформаторах Т2 и Т1:
Мощность в начале трансформаторов Т2 и Т3:
Потери мощности в линиях l2 и l3:
Мощности в начале линий l2 и l3:
Мощность в конце обмотки низкого напряжений трансформатора Т1:
Потери мощности в обмотках трансформатора Т1 :
Мощность в начале трансформатора Т1:
Мощность в начале обмотки высшего напряжения трансформатора Т1 с учетом потерей холостого хода:
Зарядная мощность линии l1:
Потери мощности в линии l1:
Расчетная нагрузка подстанции:
По условию нам задано напряжение на шинах подстанции равное кВ.
Напряжение в начале линии l1:
Напряжения на шинах низкого напряжений трансформатора Т1 приведенные к высокой стороне:
Фактические напряжения на шинах низкого напряжения с учётом коэффициента трансформации:
Напряжение в конце линии l2:
Напряжение на шинах низкого напряжений трансформатора Т2 приведенные к высокой стороне:
Фактические напряжения на шинах низкого напряжения трансформатора Т2 с учётом коэффициента трансформации:
Напряжение в конце линии l3:
Напряжение на шинах низкого напряжений трансформатора Т3 приведенные к высокой стороне:
Фактические напряжения на шинах низкого напряжения трансформатора Т3 с учётом коэффициента трансформации:
Расчет рабочего режима при минимальной нагрузке
Потери мощности в обмотках трансформатора Т1:
Графический лист с результатами расчета рабочего режима электрической сети приведен в приложении 1.
Выбор трансформаторов собственных нужд (ТСН) на подстанции
Состав потребителей собственных нужд (СН) подстанций зависит от типа подстанции мощности трансформаторов наличия синхронных компенсаторов типа электрооборудования. Мощность потребителей СН невелика поэтому они присоединяются к сети 380220 В которая получает питание от понижающих трансформаторов. Мощность TCH выбирается в соответствии с нагрузками в разных режимах работы подстанции но не более 630 кВА (или 1000 кВА с ).
Определим мощность потребителей собственных нужд и данные сведем в таблицу 6.1.
Таблица 6.1 – Нагрузка СН подстанции
Кол-во приемников шт.
Электродвигатели обдува трансформаторов ТДТН-63000
Подогрев выключателей
Подогрев шкафов КРУ 10 кВ
Подогрев приводов разъединителей
Подогрев релейного шкафа
Отопление освещение и вентиляция:
- ЗРУ совмещенное с ОПУ
- Здание разъездного персонала
Наружное освещение ОРУ-35 кВ
Подзарядно - зарядный агрегат ВАЗП
Расчетная мощность нагрузки СН:
где – коэффициент спроса. Для двух трансформаторной подстанции .
Номинальная мощность трансформатора равна:
Принимаем к установке трансформатор мощностью 250 кВА типа ТМ-25010.
Расчет токов короткого замыкания
1 Расчет токов короткого замыкания для выбора электрических аппаратов
Для выбора электрооборудования аппаратов шин кабелей токоограничивающих реакторов необходимо знать токи короткого замыкания (КЗ). При этом обычно достаточно определить ток трехфазного короткого замыкания в месте повреждения в некоторых случаях – распределение токов в ветвях схемы непосредственно примыкающих к этому месту.
Расчет будем проводить в относительных единицах поэтому в качестве базисных единиц выбираем SБ=1000 МВт UБ1=35 кВ UБ2=10 кВ UБ3=04 кВ UБ4=04 кВ
Рассчитаем сопротивления элементов схемы замещения (рисунок 7.1).
Трансформаторы T1 – T3:
Рис. 7.1 – Схема замещения подстанции
Рассчитаем ЭДС элементов схемы замещения (см. рисунок 7.1) в относительных единицах с точным приведением к основной ступени. Во всех приближенных расчетах рекомендуется принимать следующие средние значения ЭДС в относительных единицах при номинальных условиях:
Преобразуем данную схему до простейшего вида относительно точек короткого замыкания.
Рис. 7.2 – Промежуточная схема упрощения 1
Упростим схему относительно точки К1.
Рис. 7.3 – Упрощенная схема замещения относительно точки К1
Упростим схему относительно точки К2.
Рис. 7.4 – Упрощенная схема замещения относительно точки К2
Упростим схему относительно точки К3.
Рис. 7.4 – Упрощенная схема замещения относительно точки К3
Упростим схему относительно точки К4.
Рис. 7.5 – Упрощенная схема замещения относительно точки К4
Далее определим составляющие токов короткого замыкания для данных точек.
Действующее значение периодической составляющей тока в начальный момент времени:
где Куд - ударный коэффициент [3 табл. 2.3].
Импульс квадратичного тока:
где tокл - время действия защиты примем tокл = 10 с
Та - постоянная времени [3 табл. 2.3].
Результаты расчетов токов КЗ сведем в таблицу 7.1.
Таблица 7.1 – Результаты расчетов токов КЗ
2 Выбор токоограничивающих реакторов
Реакторы служат для ограничения токов КЗ в мощных электроустановках что позволяет применять более легкие и дешевые выключатели и уменьшать площадь сечения кабелей а следовательно удешевлять РУ и распределительные сети. Основная область применения реакторов – электрические сети напряжением 6–10 кВ.
Перед выбором токоограничивающих реакторов необходимо провести проверку кабельных и воздушных линий по действию токов КЗ.
Проверка сечений проводников для ВЛЭП l1:
где tотк – время действия защиты среднее время действия tотк=10 с.
Минимально допустимая площадь сечения:
где С – термический коэффициент [3 табл. 2.2].
Установка токоограничивающего реактора на данном участке не требуется.
Проверка сечений проводников для КЛЭП l2:
Ток КЗ в линии КЛЭП l2 при коротком замыкании в точке К2:
где tотк – время действия защиты среднее время действия tотк=1 с.
Проверка сечений проводников для КЛЭП l3:
Ток КЗ в линии КЛЭП l3 при коротком замыкании в точке К2:
Индуктивное сопротивление реактора выбирают исходя из условий ограничения тока КЗ до заданного уровня определяемого коммутационной способностью выключателей которые установлены в данной сети. На участке сети 10 кВ установлены выключатели с током отключения . Так как выбранные сечения кабелей на участке 10 кВ проходят проверку по термическом действию токов КЗ и номинальный ток отключения выключателя больше тока КЗ то на данном участке установка токоограничивающего реактора не требуется.
Выбор электрических аппаратов
1 Выбор высоковольтных выключателей
Для РУ-35 кВ выберем элегазовый выключатель типа ВГТ-35-503150У1
Таблица 8.1 – Условия выбора выключателя для РУ-35 кВ
Выключатель удовлетворяет всем условиям выбора.
Для РУ-10 кВ выберем масляный выключатель типа МГГ-10-4000-45У3
Таблица 8.2 – Условия выбора выключателя для РУ-10 кВ
2 Выбор разъединителей
Для РУ-35 кВ выберем разъединитель типа РНД-352000У1
Таблица 8.3 – Условия выбора разъединителя для РУ-35 кВ
Разъединитель удовлетворяет всем условиям выбора.
Для РУ-10 кВ выберем разъединитель типа РВРЗ-1-104000У3
Таблица 8.4 – Условия выбора разъединителя для РУ-10 кВ
3 Выбор предохранителей:
Для нагрузки S2 кВ выберем предохранитель типа ППН-41.
Ток нагрузки в каждой линии S2:
Таблица 8.5 – Условия выбора выключателя нагрузки S2
Предохранитель удовлетворяет всем условиям выбора.
Для нагрузки S3 кВ выберем предохранитель типа ППН-41.
Таблица 8.6 – Условия выбора выключателя нагрузки S3
4 Выбор ограничителей перенапряжений
При выборе указанных разъединителей и ОПН их рабочее напряжение принимается на класс меньше напряжения высокой стороны трансформатора.
Т.к. тарсформатор 3510 кВ то выбираем ограничитель перенапряжения ОПН-РСTEL 10127 УХЛ1.
Выбор измерительных трансформаторов
1 Выбор трансформаторов тока
Измерительные трансформаторы предназначены для уменьшения первичных токов и напряжений до значений наиболее удобных для подключения измерительных приборов реле защиты устройств автоматики. Применение измерительных трансформаторов обеспечивает безопасность работающих так как цепи высшего и низшего напряжения разделены а также позволяет унифицировать конструкцию приборов и реле.
Требуемый класс точности 05. Перечень измерительных приборов для расчетной цепи принимается на основании рекомендаций [2 табл. 4.9]. Для упрощения расчетную нагрузку приборов не разделяют по фазам. При определении вторичной нагрузки сопротивление соединительных проводов не учитывают так как оно мало.
Выбор трансформатора тока для РУ-35 кВ
Подключенные приборы (для одной катушки): амперметр – 01
Выбираем к установке трансформатор тока ТФЗМ 35Б-I.
Вторичная нагрузка трансформатора тока без учета ее комплексного характера:
Номинальная нагрузка в классе точности 05:
Эквивалентное сопротивление приборов:
где - сопротивление приборов;
- сопротивление контактов;
- допустимое сопротивление трансформатора тока.
Расчетное сечение проводов:
где ρ – удельное сопротивление материала провода;
lрасч – расчетная длина зависящая от схемы соединения трансформатора тока и расстояния от трансформаторов тока до приборов [1 табл. 6.3].
Выбираем алюминиевый провод сечением .
Таблица 9.1 – Условия выбора трансформатора тока для РУ-35 кВ
Расчетные параметры цепи
Каталожные данные трансформатора тока
Трансформатор тока удовлетворяет всем условиям выбора.
Выбор трансформатора тока для РУ-10 кВ
Подключенные приборы (для одной катушки): амперметр – 01ВА; счетчик активной мощности – 25ВА; счетчик реактивной мощности – 25ВА ваттметр – 05ВА; варметр – 05ВА.
Выбираем к установке трансформатор тока ТЛ-10УЗ.
lрасч – расчетная длина зависящая от схемы соединения трансформатора тока и расстояния от трансформаторов тока до приборов.
Таблица 9.2 – Условия выбора трансформатора тока для РУ-10 кВ
2 Выбор трансформаторов напряжения
Требуемый класс точности 05. Перечень измерительных приборов для расчетной цепи принимается на основании рекомендаций [2 табл. 4.9]. Для упрощения расчетную нагрузку приборов не разделяют по фазам.
Выбор трансформаторов напряжения для РУ-35 кВ
Таблица 9.6 - Расчет нагрузки трансформаторов напряжения
Счетчик активной мощности
Счетчик реактивной мощности
Эквивалентная мощность приборов:
Установим трансформатор напряжения типа НОМ–35-66У1.
Сечение соединительных проводов принимается 25 мм2.
Таблица 9.7 - Условия выбора трансформатора напряжения
Каталожные данные трансформатора напряжения
Трансформатор напряжения удовлетворяет всем условиям выбора.
Выбор трансформаторов напряжения для РУ-10 кВ
Таблица 9.8 - Расчет нагрузки трансформаторов напряжения
Установим 2 трансформатора напряжения типа НОЛ.08 – 10УТ2.
Таблица 9.9 - Условия выбора трансформатора напряжения
Трансформаторы напряжения удовлетворяют всем условиям выбора.
Выбор токоведущих частей распределительных устройств
Основное электрическое оборудование электростанций и подстанций и аппараты в этих цепях соединяются между собой проводниками разного типа которые образуют токоведущие части электрической установки.
При выборе токоведущих частей необходимо обеспечить выполнение ряда требований вытекающих из условий работы. Проводники должны:
длительно проводить рабочие токи без чрезмерного повышения температуры;
противостоять кратковременному электродинамическому и тепловому действию токов КЗ;
выдерживать механические нагрузки создаваемые собственной массой и массой связанных с ними аппаратов а также усилия возникающие в результате атмосферных воздействий;
удовлетворять требованиям экономичности электроустановки.
Выбор токоведущих частей для РУ-35 кВ
Сечение токоведущей части по экономической плотности тока:
где – максимальный рабочий ток (см. п.8).
Предварительно выбираем алюминиевую шину прямоугольного сечения с и .
Проверка по длительно допустимому току из условий нагрева:
Проверка на динамическую стойкость.
Момент инерции [2 табл.4.2]:
Частота собственных колебаний для алюминиевых шин [2 стр. 231]:
где - длина пролета между изоляторами шин. Примем
Если собственные частоты меньше 30 Гц и больше 200 Гц то механического резонанса не возникает.
Максимальное распределенное усилие на единицу длины:
где - междуфазное расстояние примем .
Момент сопротивления [2 табл.4.2]:
Напряжение в материале шин:
Проверка на термическую стойкость.
Минимальное сечение по условию термической стойкости:
Условие термической стойкости:
Выбор токоведущих частей для РУ-10 кВ
Предварительно выбираем алюминиевую шину прямоугольного сечения с тремя полосами на фазу с и .
Момент инерции для прямоугольной шины [2 табл.4.2]:
Выбор токоведущих частей для шины НН нагрузки S2
Выбор токоведущих частей для шины НН нагрузки S3
где - максимальный рабочий ток (см. п.8).
Выбор токоведущих частей для шины НН ТСН
В данном проекте была спроектирована электрическая часть понижающей подстанция 351004 кВ. В результате выполнения проекта были закрепление теоретические знания и приобретены навыки по проектированию электрической части подстанций а также приобретен опыт в использовании справочной литературы руководящих указаний и нормативных материалов.
В связи учебными целями в данном проекте принимался ряд допущений и условностей позволяющих избежать чрезмерного увеличения объема проекта и сосредоточить внимание на наиболее существенных вопросах.
В ходе проектирования были составлены варианты сети после чего было произведено технико-экономическое сравнение вариантов и выбор из них наиболее оптимального. Был произведен расчет основных режимов проектируемой сети по результатам которых были подобраны сечения проводов для линий кабелей и шин и основное оборудование проектируемой подстанции.
Данный курсовой проект выполнен на основе положений норм технологического проектирования подстанций и другой справочной и нормативной литературы.
Список использованных источников
Селиверстов Г.И – Электрические станции и подстанции промышленных предприятий : метод. указания к курсовому проекту для студентов специальности 1-43 01 07 «Техническая эксплуатация энергооборудования организаций» днев. формы обучения – Гомель : ГГТУ им. П. О. Сухого 2008.
Рожкова Л.Д. Козулин В.С. – Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для тезникумов. – 2 издание М. Энергия 1980.
Бохан А.Н - Практическое пособие к решению задач по курсу "Электрическая часть станций и подстанций" для студентов дневной и заочной форм обучения по специальности Т.01.01 "Электроэнергетика". – Гомель: ГГТУ им. П.О. Сухого 2000.
Лычев П.В. Федин В.Т. Электрические сети энергетических систем. – Мн.: "Універсітэцкае" 1990
ГайсаровР.В.КоржовА.В. - Электрооборудование электрических станций и подстанций: Справочное пособие к курсовому и дипломному проектированию Челябинск: Изд-во ЮУрГУ 2004.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. - Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд. перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат 1989.
Емцев А.Н. Попик В.А. - Изображение и обозначение элементов электрических схем: методические указания к выполнению дипломного проекта Братск: БрГУ 2011.

Glavnaya skhema A3-1.dwg

группа 10 ЭС-1 4 вариант
КП2014.1-43 01 03-01.14.01 ПЗ
КП2014.1-43 01 03-01.29.01 ПЗ

Приложение 3.docx

Выключатели высоковольтные
Ограничитель перенапряжений
ОПН-РСTEL 10127 УХЛ1
Предохранители плавкие