• RU
  • icon На проверке: 8
Меню

Проектирование районной подстанции 500/110/10 кВ

  • Добавлен: 25.01.2023
  • Размер: 774 KB
  • Закачек: 0
Узнать, как скачать этот материал

Описание

Проектирование районной подстанции 500/110/10 кВ

Состав проекта

icon
icon
icon Расчёт подстанции.docx
icon схема 17.bak
icon Приложение к плану.docx
icon План 17.cdw
icon станции 17.doc
icon Приложение к схеме.docx
icon План 17.bak
icon схема 17.cdw

Дополнительная информация

Контент чертежей

icon Расчёт подстанции.docx

Задание на курсовой проект
Выбор главной схемы ГПП
Анализ схем РУ-ВН и РУ-НН
Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
Расчет токов короткого замыкания
Выбор высоковольтного оборудования
1 Выбор выключателей 500 кВ
2 Выбор выключателей 110 кВ
3 Выбор выключателей 10 кВ
4 Выбор разъеденителей
4.1 Выбор разъеденителей 500 кВ
4.2 Выбор разъеденителей 110 кВ
4.3 Выбор разъеденителей 10 кВ
5 Выбор предохранителей
6 Выбор шунтирующего реактора
8 Выбор токоведущих систем и изоляторов
8.1 Выбор СШ на стороне 500 кВ
8.2 Выбор СШ на стороне 110 кВ
8.3 Выбор сборных шин 10 кВ
8.4 Выбор изоляторов
9.1 Выбор ТТ на стороне НН
9.2 Выбор ТТ на стороне СН
9.3 Выбор ТТ на стороне ВН
10.1 Выбор ТН на стороне НН
10.2 Выбор ТН на стороне СН
10.3 Выбор ТН на стороне ВН
11 Выбор трансформаторов собственных нужд подстанции
Заземление подстанции
Список используемой литературы
Основными потребителями электроэнергии являются промышленные предприятия. Они расходуют более половины всей электроэнергии вырабатываемой в нашей стране.
Ввод в действие новых предприятий расширение существующих рост энерговооруженности широкое внедрение различных видов электротехнологий во всех отраслях производств выдвигают проблему их рационального электроснабжения.
Электроснабжением согласно ГОСТ 19431-84 называется обеспечение потребителей электроэнергией. Под потребителями подразумевается промышленные предприятия организации стройплощадки и т.д. у которых ЭП присоединены к электросети; электросетью называется совокупность подстанций и линий различных напряжений для передачи и распространении электроэнергии к электроприемникам. Электроприемниками называются устройства в которых происходит получение электроэнергии от источника питания и преобразующую в другой вид энергии. Передача электроэнергии от источника к потребителям производится энергетическими системами. Энергетическая система – это совокупность электро и тепловых станций электро и тепловых сетей связанных между собой и объединенных с общностью режима в непрерывном процессе производства. Преобразования и распределения электро и тепловой энергии при общем управлении этим режимом.
Электроэнергия передается предприятию по ВЛ электропередач в большинстве случаях от ближайших понижающих подстанций районных энергосистем.
Электроэнергия поступает на главную понизительную подстанцию предприятия ГПП распределяющую её на более низком напряжении по всему объекту.
Передача и распределение электроэнергии внутри промышленных предприятий осуществляется внутренними электросетями.
Системы электроснабжения современных предприятий должны: удовлетворять следующим требованиям. Рациональной передачи и распределении электроэнергии обеспечение необходимой степени надежности электроснабжения.
Качество электроэнергии на зажимах ЭП электромагнитной совместимостью приемников с питающей сетью экономия электроэнергии и других материальных ресурсов безопасности и удобства в эксплуатации.
Задание на курсовой проект
Сторона высшего напряжения
Сторона среднего напряжения
Сторона низшего напряжения
Транзитная мощность МВ·А
Реактивное сопротивление
Удельное сопротивление слоёв грунта Ом·м
Выбор главной схемы ГПП.
По способу присоединения к сети подстанция проходящая.
По назначению – системная. На шинах 500 кВ осуществляется связь отдельных частей энергосистемы.
Питание ПС осуществляется от двух независимых взаимно резервируемых источников по отдельным трассам.
На стороне высшего напряжения подстанции 500 кВ выбрана схема шины - трансформатор с двумя взаиморезервирующими выключателями транзита нет количество присоединений: 2 трансформатора). Автотрансформаторы присоединены к шинам без выключателей – устанавливаются разъединители с дистанционным управлением. Схема экономична – два выключателя на два присоединения; надёжна – ревизия выключателя производится без перерыва работы других элементов. Достоинство схемы: использование разъединителей только для ремонтных работ; недостаток: сложный выбор трансформаторов тока выключателей разъединителей и релейной защиты по току.
На стороне среднего напряжения подстанции 110 кВ выбрана схема с двумя рабочими и обходной системой шин из крупных блоков заводского изготовления.
На стороне низшего напряжения подстанции РУ 10 кВ выполнено закрытым – ЗРУ – с одной секционированной системой шин (на 8 присоединений).
В составе потребители в основном первой и второй группы.
Анализ схем РУ-ВН РУ-СН и РУ-НН.
Основные распределительные устройства подстанции напряжением 500 кВ и 110 кВ – ОРУ - расположены на открытом воздухе. ОРУ должно обеспечивать надёжность работы безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение возможность расширения максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.
Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ выбрано в соответствии с нормами ПУЭ.
Высота стульев под оборудование в РУ-ВН четыре метра – для проезда ремонтно-монтажных механизмов и подготовки их к работе без снятия напряжения с соседних цепей.
Ошиновка ОРУ выполнена гибкими проводниками которые крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах.
Силовые трансформаторы находятся в центре подстанции что обеспечивает минимальную протяжённость линий связи. Под силовыми трансформаторами предусмотрены маслоприёмники в которые укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см.
На территориях ОРУ 110 и 500 кВ предусматриваются помещения для панелей релейной защиты и аккумуляторных батарей.
Шунтирующие реакторы располагаются вдоль железнодорожной колеи.
Открытые ОРУ менее удобны в обслуживании при низких температурах и в ненастье занимают значительно большую площадь чем ЗРУ а аппараты подвержены запылению загрязнению и колебаниям температуры.
На низкой стороне подстанции распределительное устройство выполнено комплектным – КРУ. Шкафы для КРУ изготавливаются на заводах что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения надёжной работы электрооборудования.
Выбор числа и мощности силовых трансформаторов.
При выборе силовых трансформаторов предпочтение отдаётся трёхфазным так как потери в них на 12-15 % ниже а расход активных материалов и стоимость на 20-25 % меньше чем в группе однофазных трансформаторов такой же суммарной мощности.
Эффективное заземление нейтрали обмоток ВН обязательно для всех трансформаторов 330 кВ и выше и во всех автотрансформаторах.
В соответствии с ГОСТ 14209-97 для подстанции 500 кВ выбирается не менее двух трёхфазных силовых трансформаторов или автотрансформаторов. Мощность каждого из них выбирается не более 70% максимальной нагрузки подстанции т.е. Sт.ном.≤ (065-07)·Sмакс.
где Sт.ном – номинальная мощность трансформатора;
Sмакс. – максимальная нагрузка подстанции.
Sт.ном.≤ 07·(255+65) = 2240 МВ·А.
Принимается к установке два автотрансформатора АТЦТН-250000500110-У1.Автотрансформатор трёхфазный охлаждение: принудительная циркуляция масла и воздуха трёхобмоточный регулирование напряжения под нагрузкой (РПН) с номинальной мощностью 250000 кВ·А.
напряжение обмоток: ВН – 500 кВ; СН – 121 кВ; НН – 11 кВ;
потери кВт: Рхх – 2300; Рк ВН-СН – 5500
Uк%: Uк ВН-СН = 105%; Uк ВН-НН = 24 %; Uк СН-НН = 130 %;
РПН в нейтрали ± 8 х 15% ± 6 ступеней
Трансформаторы выбраны с РПН (встроенное устройство для автоматического регулирования напряжения под нагрузкой) - в соответствии с ГОСТ 13109-87 для обеспечения требуемого качества напряжения на подстанциях.
При диапазоне регулирования 500 ± 8 х 15% ± 6 ступеней:
Uмин = 500 – 8 х 15 % = 488 кВ;
Uмакс = 500 + 8 х 15 % = 512 кВ.
Трансформаторы для установки выбраны с расщеплённой обмоткой НН. При заданном количестве отходящих линий – 8 – использование всех расщеплённых обмоток нерентабельно (шин получается 4– много для 8 подключений). Обмотки НН объединяются и устанавливается реактор за ОНН трансформаторов.
В случае вынужденного отключения одного из трансформаторов другой принимает на себя всю нагрузку подстанции и может быть нагружен до
S ном.тр.. Допустимо при аварийных режимах перегружать трансформатор на 40% на время максимума общей суточной продолжительностью не более 6 ч в течение не более5-ти суток (ГОСТ 14209-85).
По графику суточной нагрузки максимум нагрузки не превышает 4 часов значит в аварийном режиме один трансформатор выдержит нагрузку.
Расчёт токов короткого замыкания.
При проектировании следует предусматривать ограничение токов короткого замыкания предельными уровнями определяемыми на перспективу и мероприятия обеспечивающие снижение потерь энергии.
Схема замещения для расчёта токов короткого замыкания приведена на рисунке 1. В неё входят: система неограниченной мощности линии трансформаторы.
Точки в которых необходимо произвести расчёт токов к.з.:
- в начале воздушной линии (ВЛ) - К1 – для выбора аппаратов 500 кВ;
- в начале воздушной линии 110 кВ - К2 – для выбора аппаратов 110 кВ;
- на сборных шинах 10 кВ К3 – для выбора аппаратов на стороне 10 кВ.
Рисунок 1 – Принципиальная электрическая схема системы электроснабжения предприятия для расчётов токов к.з.
При базисной мощности SБ = 100 MBA зa базисное напряжение принимается среднее номинальное напряжение UБ =500 кВ (ГОСТ 27514-87) для ВН UБ = 121 кВ для СН UБ = 105 кВ для НН.
Расчёт ведётся в относительных единицах.
Сопротивление системы:
Сопротивление воздушной линии 500 кВ:
Выбор провода АС 30066 осуществлён в разделе «Выбор токоведущих частей».
ЛБ= 031·200·1005002 = 00248 о.е.
Где Х0 = 031 Ом для АС 30066; 200 км – длина ВЛ 500 кВ.
Сопротивление автотрансформатора:
Расчёт тока короткого замыкания в точке К1 - ступень 500 кВ
Рисунок 2 – Схема замещения для расчётов токов к.з.
Суммарное сопротивление для этого случая равно:
где Sб – базовая мощность МВ·А;
Uб – среднее напряжение ступени к.з. кВ;
Х1К – результирующее сопротивление до точки к.з. о.е.
iуд1 = 185192= 504 кА
где ky – ударный коэффициент = 185 – для системы связанной с точкой к.з. воздушными линиями напряжением 500 кВ.
iat1 = ·192·е-003006 = 165 кА
где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. = 006 для системы связанной с точкой к.з. воздушными линиями напряжением 500 кВ.
tотк - время отключения согласно ПУЭ складывается из времени действия основной релейной защиты данной цепи tр.з и полного времени отключения выключателя tо.в:
tотк = 001 + 002 = 003 с.
Расчёт тока короткого замыкания в точке К2 производится аналогично. Суммарное сопротивление для этого случая равно:
iуд2 = 1853790 = 992 кА
iat2 = ·3790·е-0045006 = 253 кА.
Расчёт тока короткого замыкания в точке К3. Суммарное сопротивление для этого случая равно:
iуд3 = 185271 = 709 кА
iat3 = ·271·е-0065008 = 170 кА.
Электрооборудование для подстанции выбирается по рассчитанным токам короткого замыкания:
К1-- для стороны ВН;
К2 – для стороны СН;
К3 – для стороны НН подстанции.
Выбор высоковольтного оборудования.
1 Выбор выключателей 500 кВ.
Исходные данные для выбора выключателя на стороне 500 кВ:
IK1 = 192 кА iуд1 = 504 кА iat1 =165 кА Iутяж = 370 А.
Выбран к установке выключатель: ВГБ-500-503150 У1.
Выключатели выбираются:
) по напряжению установки – Uуст Uном
) по длительному току:
) по отключающей способности:
- на симметричный ток отключения – Iотк.ном. ≥ Iп.
- отключение апериодической составляющей тока к.з. –
- номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени .
где - – наименьшее время от начала к.з. до момента расхождения дугогасительных контактов;
t с.выкл - собственное время отключения выключателя по справочнику.
норм%-номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе - задано ГОСТ в виде кривой ном = f().
- по полному току к.з. – (Iп.+ iat)Iотк.ном.(1+ норм)
) на электродинамическую стойкость Iдин.
где I пр.с. – действующее значение предельного сквозного тока к.з. (по каталогу);
- амплитудное значение предельного сквозного тока к.з. (по каталогу);
Iп.о – начальное значение периодической составляющей тока к.з. в цепи выключателя;
) на термическую стойкость по тепловому импульсу:
Если tтер ≥ tоткл то условие проверки:
где Iтер.–предельный ток термической стойкости выключателя по каталогу
Вk – тепловой импульс - интеграл Джоуля – по расчёту;
tтер–длительность протекания тока термической стойкости с.
tоткл – расчётное время отключения выключателя.
Достоинства элегазовых выключателей:
) пожаро- и взрывобезопасность;
)высокая отключающая способность;
)малый износ дугогасительных контактов;
)пригодность для наружной и внутренней установки.
)простота конструкции;
)долгий срок службы.
)необходимость специальных устройств для наполнения перекачки и очистки элегаза;
) относительно высокая стоимость.
Современные элегазовые выключатели оснащены установленными на наружной части ввода трансформаторами тока типа ТВ-500 У1.
Встроенный ТТ (трансформатор тока) ТВ-500 У1: вариант исполнения 10005 класс точности 05 номинальная вторичная нагрузка 20 В·А ток термической стойкости 50 кА3с У1 – для умеренного климата наружного исполнения.
Таблица 2 - Выбор выключателя 500 кВ
Выключатель ВГБ-500-503150-У1– элегазовый с гидравлическим приводом
Iутяж = Iном.раб·2;
время отключения – 002 с
Полное время отключения – 004 с
(Iп.+iat)=192+165=44 кА
Термическая стойкость – 503 кАс
Выключатель подходит по всем параметрам.
2 Выбор выключателей 110 кВ.
Исходные данные для выбора выключателя на стороне 110 кВ:
IK2 = 3790 кА iуд2 = 9920 кА iat2 =253 кА Iутяж =1216 А
Выбран к установке выключатель: ВГТ-110 II-402500 У1.
Таблица 3 - Выбор выключателя 110 кВ
Выключатель ВГТ-110.II-402500-У1– элегазовый с пружинным приводом
Iутяж = Iном.раб·2; Iутяж = 1216 А
Собственное время отключения – 0035 с
Полное время отключения – 0055 с
(Iп.+iat)=3790+253=789 кА
Iотк.ном.(1+норм)=40(1+018)=6675 кА
Термическая стойкость – 403 кАс
Встроенный ТТ (трансформатор тока) ТВ-110 У1: вариант исполнения 10001 класс точности 05 номинальная вторичная нагрузка 30 В·А ток термической стойкости 40 кА3с У1 – для умеренного климата наружного исполнения.
3 Выбор выключателей 10 кВ.
Данные для выбора выключателя 10 кВ:
IK3= 271 кА; iat3 = 170 кА.
Iном.раб.= 1775 А; Iутяж = Iном.раб·*2 = 3550 А.
К установке принимается выключатель ВЭ-103600-20У3.
Таблица 4 - Выбор выключателя 10 кВ
Выключатель ВЭ-103600-20У3– выключатель электромагнитный
Iутяж = Iном.раб·2; Iутяж = 3550 А
Собственное время отключения – 006 с
Полное время отключения – 0075 с
Термическая стойкость – 3153 кАс
Выключатель подходит по всем параметрам.
Отключение мощных СД может привести к перенапряжениям поэтому вакуумные выключатели снабжаются встроенными ограничителями перенапряжения.
Достоинства вакуумных выключателей:
) простота конструкции;
) высокая степень надёжности;
)высокая коммутационная износостойкость;
)пожаро- и взрывобезопасность;
)отсутствие загрязнения окружающей среды;
)малые затраты по эксплуатации.
)возможность коммутационных перенапряжений;
)сравнительно небольшие номинальные токи и токи отключения.
4 Выбор разъединителей.
Разъединители выбираются:
) по напряжению установки Uуст Uном;
) по току Iнорм Iном Iраб.утж Iном;
) по конструкции роду установки;
) по электродинамической стойкости iу iпр.с Iп.0 Iпр.с
где iпр.с Iпр.с – предельный сквозной ток короткого замыкания
(амплитуда и действующее значение) определяемые по каталогу;
) по термической стойкости Вк I 2тер tтер
где Вк – тепловой импульс по расчётам;
Iтер – предельный ток термической стойкости;
tтер – длительность протекания предельного тока термической
стойкости определяются по каталогу.
4.1 Выбор разъединителей 500 кВ.
Исходные данные для выбора разъединителя на стороне 500 кВ:
IK1 =192 кА; Вk = 406 кА2·с;
Iном.раб = 185 А; Iутяж = 370 А.
Выбираются разъединители на стороне 500 кВ тип РНД(З) -5003200 – У1. Разъединитель наружной установки двухколонковый горизонтально-поворотного типа с заземляющими ножами для работы в районах с умеренным климатом размещение на открытом воздухе привод ПДН-1.
Таблица 5 - Выбор разъединителей 500 кВ
Разъединитель РНД(З)-5003200 – У1
Вк.доп = 632·2 = 7938 кА²с
4.2 Выбор разъединителей 110 кВ.
Исходные данные для выбора разъединителя на стороне 110 кВ:
IK2=379 кА; Вk = 180 кА2·с;
Iном.раб = 608 А; Iутяж = 1216 А.
Выбираются разъединители на стороне 110 кВ тип РНД(З)-1102000 – У1. Разъединитель наружной установки двухколонковый горизонтально-поворотного типа с заземляющими ножами для работы в районах с умеренным климатом размещение на открытом воздухе привод ПР-У1.
Таблица 6 - Выбор разъединителей 110 кВ
Разъединитель РНД(З)-1102000 – У1
Вк.доп = 3152·3 = 2977 кА²с
4.3 Выбор разъединителей 10 кВ.
Исходные данные для выбора разъединителя на стороне 10 кВ:
IK3 = 271 кА; Iном.раб. = 1775 А;
Iутяж = 3550 А; Вk = 1212 кА2·с.
Разъединители на стороне 10 кВ - тип РВК-104000 У3:
Разъединители внутренней установки коробчатого профиля тип привода - ПР-3.
Таблица 7 - Выбор разъединителей 10 кВ
Разъединитель РВК-104000-У3
Вк.доп = 602·10 = 36000 кА²с
5 Выбор предохранителей.
Выбор предохранителей производится:
) по напряжению Uуст Uном;
) по току предохранителя Iном≥ Iнорм.расч. Iном ≥ Iмакс.;
) по току отключения Iп.о Iотк.п.
Выбраны предохранители - ПНК-001-10 У3:
ПНК - предохранитель кварцевый для трансформаторов напряжения для работы в помещении номинальное напряжение - 10 кВ;
– отсутствие ударного устройства лёгкого типа;
– конструкция контактов;
с изоляторами ИО-10-375 У3.
Указателей срабатывания не имеют – их срабатывание определяется по показаниям приборов включенных в цепь трансформаторов напряжения.
Предохранители ПКТ для защиты трансформаторов СН:
ПКТ-103-10-20 У3: предохранитель кварцевый для трансформаторов СН для работы в помещении; на 10 кВ;
– наличие ударного устройства лёгкого типа;
– номинальный ток отключения кА;
с изоляторами ИО-10-375 У3.
6 Выбор шунтирующего реактора.
РОДЦ-60000500 – реактор однофазный система охлаждения ДЦ номинальная мощность = 60000 кВ·А класс напряжения – 500 кВ.
7 Выбор ограничителей перенапряжения.
Установка ОПН производится в соответствии с ПУЭ.
Ограничители перенапряжений являются аппаратами для глубокого (до 16-185 Uф) ограничения коммутационных перенапряжений с лучшими чем у разрядников грозозащитными характеристиками.
ОПН-500303-УХЛ1 для защиты ВЛ 500 кВ и силового трансформатора АТДЦТН-125000500 на вводе ВЛ;
ОПН-11073 –УХЛ 1 для защиты ВЛ 110 кВ;
ОПН-1093-10(I) УХЛ2 на силовые шины 10 кВ и для вакуумных выключателей.
8 Выбор токоведущих частей и изоляторов.
8.1 Выбор гибких шин на стороне 500 кВ.
В РУ 500 кВ применяются гибкие шины выполненные проводами марки АС.
Провода выбираются по максимальному значению тока ремонтного или послеаварийного режима.
Нагрузка заданной подстанции Sнагр.пс = 320 МВ·А.
Iном.раб =185 А Iутяж = 370 А.
Для ВЛ 500 кВ выбирают провода (3х3003х500). По три провода в фазе.
Принимаются к расчётам провода марки АС 30066 с Sдоп= 556 МВт (на 1 провод) Iдоп = 680 А (на 1 провод) Х0 = 031 Омкм.
Проверка по допустимому току:
Iутяж = 370 Iдоп = 3·680 А.
Проверка по допустимой нагрузке:
Sдоп = 3· 556 МВт > Sнагр = 320 МВ·А.
Проверка на термическое действие тока к.з.:
Шины выполненные голыми проводами на открытом воздухе на термическое действие не проверяются.
Проверка на электродинамическое действие тока к.з.:
Iп.о.K1 = 192 кА кА
Расчёт на электродинамическое действие не проводится.
Проверка на коронирование:
Согласно ПУЭ минимальное сечение для ВЛ 500 кВ – АС 300. Таким образом проверка провода на коронирование не проводится.
8.2 Выбор гибких шин на стороне 110 кВ.
В РУ 110 кВ применяются гибкие шины выполненные проводами марки АС.
Iном.раб = 608 А Iутяж = 1216 А.
Для ВЛ 110 кВ выбирают провода марки АС.
Принимаются к расчётам провода марки АС 70086 с Sдоп= 2258 МВт Iдоп = 1300 А.
Iутяж = 1216 А Iдоп = 1300 А.
Sдоп =2258 МВт > Sнагр = 225·08 = 180 МВт.
Iп.о.K2 = 379 кА кА
Согласно ПУЭ минимальное сечение для ВЛ 110 кВ – АС 700. Таким образом проверка провода на коронирование не проводится.
8.3 Выбор сборных шин 10 кВ.
Сечение сборных шин всех напряжений выбирается по допустимому току так как нагрузка по длине шин неравномерна и на многих участках меньше рабочего тока.
Выбраны алюминиевые 3-х полосные шины 2(120×10) мм2 с
Iдоп = 3760 А; площадь сечения шин мм²;
Определение расчётных токов продолжительных режимов:
Iмакс = 3550 А 2860 А.
По экономической плотности тока:
Принятое сечение 3600 мм2 > 3228 мм2.
Проверка шин на электродинамическую стойкость.
Расчёт частоты собственных колебаний конструкции при взаимодействии шинной конструкции в горизонтальной плоскости:
см4 – момент инерции шины при расположении на «ребро» и жёсткой связке полос между собой.
При расположении «плашмя»:
Второй вариант позволяет увеличить длину проёма до 185 м т.е. даёт значительную экономию изоляторов. Принимается к установке расположение пакета шин «плашмя» пролёт 185 м расстояние между фазами а = 08 м.
Расстояние между прокладками шин:
kф = 052 по кривой для определения коэффициента для 3-х
mп = 269 кгм – масса полосы.
Принимается меньшее значение 0514 м тогда число прокладок в пролёте:
При 4 прокладках в пролёте расчётный пролёт:
Сила взаимодействия между полосами:
Напряжение в материале полос:
Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:
МПа МПа для алюминия.
- шины динамически устойчивы.
8.4 Выбор изоляторов.
Опорные изоляторы на которые крепятся шины выбираются:
) по номинальному напряжению Uном ≥ Uсети;
) по допустимости механической нагрузки.
Выбраны опорные изоляторы для внутренней установки типа ИО-10-375 У3: изолятор опорный фарфоровый класс напряжения – 10 кВ минимальное разрушающее усилие при статическом изгибе 3750 Н усиленный для закрытых помещений с естественной вентиляцией.
площадь изолятора 120×82 мм.
Проверка на механическую прочность:
Fи =Н - сила действующая на изолятор.
Изолятор проходит по механической прочности.
9 Выбор трансформаторов тока.
Трансформаторы тока (ТТ) выбираются с двумя вторичными обмотками одна из которых предназначается для включения электроизмерительных приборов другая – для релейной защиты. Класс точности ТТ: 05 – для присоединения счетчиков денежного расчёта; 3 и 10 – для релейной защиты.
9.1 Выбор трансформатора тока в цепи отходящей линии 10 кВ.
Устанавливается трансформатор тока ТЛ-10-4000-05-У3. Первичный ток выбран по условиям релейной защиты.
ТЛ - трансформатор тока с литой изоляцией;
- 10 - номинальное напряжение – 10 кВ
Uуст Uном 10 кВ 10 кВ;
- 4000 - первичный номинальный ток А; вторичный - 5 А;
Iраб.утяж= 3550 А Iном = 4000 А.
- электродинамическая стойкость:
- термическая стойкость - 315 кА4 с:
Вк = 1212 кА2·с ≤ 3152·4 = 3969 кА2·с.
Проверка по вторичной нагрузке.
где Z2 – вторичная нагрузка трансформаторов тока;
Z2ном – номинальная допустимая нагрузка трансформаторов тока в выбранном классе точности.
Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико поэтому Z2 R2. Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:
R2 = Rприб + Rпр.+ Rконт
Sприб - мощность потребляемая приборами. На линии 10 кВ районной подстанции устанавливаются: ваттметр варметр амперметр счётчик активной энергии.
I2н – вторичный номинальный ток приборов и ТТ равный 5 А.
Таблица 8 - Измерительные приборы на стороне 10 кВ
Наибольшая нагрузка приходится на трансформаторы фаз А и С. Общее сопротивление приборов:
Rприб = 2225 = 0088 Ом;
Сопротивления контактов для количества приборов более трёх принимаются равными Rконт =01 Ом.
Вторичная номинальная нагрузка трансформаторов тока в классе точности 05 составляет 08 Ом.
Тогда сопротивление соединительных проводов:
Rпр. = Z2ном - Rприб - Rконт;
Rпр =08 - 0088 - 01 = 0612 Ом.
Длина соединительных проводов с медными жилами (для вторичных цепей основного и вспомогательного оборудования подстанций с высшим напряжением 220 кВ и более) принимается 4 м .
Сечение соединительных проводов мм2:
где удельное сопротивление = 00175 - для меди;
lрасч = - длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов для линии 10 кВ к потребителям.
По условию прочности сечение соединительных проводов не должно быть меньше 15 мм2 для медных жил. Сечение больше 6 мм2 обычно не применяется.
Принимается к установке контрольный кабель с медными жилами сечением 15 мм2.
9.2 Выбор трансформатора тока на стороне СН подстанции 110 кВ.
Аналогично для стороны 110 кВ выбран ТОЛ-110-1500-УХЛ1: опорный трансформатор тока с литой изоляцией. Вариант исполнения 7505. Первичный ток выбран по условиям релейной защиты.
Таблица 9 - Выбор трансформатора тока на 110 кВ
9.3 Выбор трансформатора тока на стороне ВН подстанции 500 кВ.
Для стороны 500 кВ выбран ТФЗМ-500500-У2: трансформатор тока в фарфоровой покрышке звеньевого типа масляного заполнения. Вариант исполнения 5001. Первичный ток выбран по условиям релейной защиты.
Таблица 10 - Выбор трансформатора тока на 500 кВ
10 Выбор трансформаторов напряжения.
10.1 Выбор трансформатора напряжения на сборных шинах 10 кВ.
ТН устанавливаются на каждой секции сборных шин.
К установке принимается трёхфазный трансформатор напряжения НТМИ-10 с двумя вторичными обмотками одна из которых служит для присоединения измерительных приборов другая - для контроля изоляции. Класс точности выбирается 05.
Uсет.ном 10 кВ = Uном 10 кВ
В каждой потребительской линии устанавливаются трёхфазные счётчики активной и реактивной энергии. На стороне НН автотрансформатора установлены: вольтметр ваттметр варметр счётчики активной и реактивной энергии.
где S2ном - номинальная мощность вторичной обмотки в выбранном классе точности;
S2 нагрузка всех измерительных приборов и реле присоединённых к трансформатору напряжения ВА.
Выбранный трансформатор напряжения НТМИ-10 имеет номинальную мощность 120 В·А в классе точности 05. Таким образом:
Сечения проводов питающих цепи напряжения счётчиков 15 мм2 – (медные провода) по условиям механической прочности.
Таблица 11 - Вторичная нагрузка измерительных приборов на стороне 10 кВ
Потребляемая мощность катушки В·А
Общая потребляемая мощность
10.2 Выбор трансформатора напряжения для 110 кВ.
На стоне СН автотрансформатора установлены: вольтметр для измерения трёх междуфазных напряжений и регистрирующий вольтметр на стороне 110 кВ ваттметр варметр счётчики активной и реактивной энергии.
НКФ-110: трансформатор напряжения каскадный в фарфоровой покрышке на 110 кВ класс точности 05 предельная мощность в классе точности 400 В·А.
10.3 Выбор трансформатора напряжения для 500 кВ.
На стоне ВН автотрансформатора установлен НКФ-500-У2: трансформатор напряжения каскадный в фарфоровой покрышке на 500 кВ класс точности 05 предельная мощность в классе точности 500 В·А.
11 Выбор трансформаторов собственных нужд подстанции.
Выбор мощности трансформаторов СН.
Подстанция с постоянным обслуживающим персоналом оперативный ток – постоянный от аккумуляторных батарей.
Схема подключения трансформаторов собственных нужд - к шинам 10 кВ.
Расчётная максимальная мощность потребителей СН находится суммированием установленной мощности отдельных приёмников СН (таблица 12).
С учётом допустимой нагрузки на 15% Kпер =115.
Таблица 12 - Потребители собственных нужд подстанции
Установленная мощность
Обдув и охлаждение трансформаторов АТДЦТН-250000500110
Обогрев вентиляция освещение ОПУ
Зарядно-подзарядное устройство аккумуляторных батарей
Вентиляция аккумуляторной
Обогрев выключателей
Для электродвигателей компрессоров
Обогрев компрессорной
Вентиляция компрессорной
Обогрев воздухосборников
Обогрев электродвигательных приводов разъединителей
Аппаратура связи и телемеханики
Прочее: небольшой ремонт устройство РПН вентиляция ЗРУ обогрев и освещение проходной
Принимаются к установке два трансформатора СН мощностью по 1000 кВА: ТМ-10001004 У3 паспортные данные: Ркз = 122 кВт; uк =55 %; iх = 14 %.
Заземление подстанции.
Согласно ПУЭ заземляющие устройства электроустановок 110 кВ и выше сети выполняются с эффективно заземлённой нейтралью с учётом сопротивления R305 Ом или допустимого напряжения прикосновения. Расчёт заземления подстанции по допустимому сопротивлению приводит к неоправданному перерасходу проводникового материала и трудозатрат при сооружении заземляющих устройств. Опыт эксплуатации распределительных устройств 110 кВ и выше позволяет перейти к нормированию напряжения прикосновения.
Для уменьшения возможного напряжения прикосновения путём выравнивания электрического потенциала на территории электроустановки устанавливается сложный заземлитель выполненный в виде замкнутого контура из вертикальных электродов соединительных полос полос проложенных вдоль рядов оборудования и выравнивающих полос проложенных в поперечном направлении и создающих заземляющую сетку с переменным шагом. Расстояние между полосами должно быть не более 30 м.
Продольные заземлители проложены вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 05 – 07 м от поверхности земли и на расстоянии 08 - 10 м от фундаментов или основания оборудования.
Поперечные заземлители проложены в удобных местах между оборудованием на глубине 05 – 07 м от поверхности земли.
Горизонтальные заземлители проложены по краю территории для образования замкнутого контура.
В качестве расчётной принята двухслойная модель неоднородной земли с удельным сопротивлением слоёв - верхнего ρ1 толщиной h1 и нижнего ρ2. В качестве естественных заземлителей учитываются подводящие ЛЭП и железобетонные фундаменты здания внутри или вблизи которого расположены заземляемые электроустановки система трос – опора.
Данные для расчётов:
верхний слой грунта – песок с ρ1 = 850 Омм и толщиной h1 = 18 м;
нижний – суглинок с ρ2 = 85 Омм;
территория ГПП: 1960 × 2030 м;
напряжение: ВН – 500 кВ СН – 110 кВ НН – 10 кВ;
нейтраль трансформаторов – эффективно заземлённая.
) намечается схема заземляющего устройства с учётом того что контур заземления должен перекрывать территорию электроустановки:
Рисунок 3 - Схема заземляющего устройства
) расчёт времени в.
Безопасная величина Uпр.доп зависит от времени в его воздействия на человека:
где tр.з. – время действия релейной защиты
tо.в. – полное время отключения выключателя.
Времени в = 014 с соответствует допустимое напряжение прикосновения Uпр.доп = 400 В.
) расчёт коэффициента напряжения прикосновения:
где - параметр зависящий от ρ1ρ2:
для ρ1ρ2 = 10 М1 = 083.
Lг – суммарная длина горизонтальных заземлений = 1596 м;
S – площадь заземляющего устройства = 196203 м²;
– коэффициент учитывающий сопротивление стекания тока со ступней на землю:
Расстояние а в первом приближении принято равным в=5м.
) расчёт напряжения на заземлителе:
) расчёт допустимого сопротивления заземляющего устройства:
где - ток протекающий через заземляющее устройство при
расчётном однофазном к.з. на землю на подстанции
) заземляющее устройство преобразуется в расчётную модель квадратной формы площадь которой и суммарная длина горизонтальных заземлителей такие же как в реальной модели (рисунок 4).
Рисунок 4 - Расчётная модель заземляющего устройства
Сторона квадратной модели -.
Число ячеек по стороне модели :
Длина стороны ячейки м:
Число вертикальных заземлителей по периметру контура при условии равенства расстояния между ними их длине (а =в):
Lв = 5 · 160 = 800 м.
Lв – суммарная длина горизонтальных заземлителей м.
Относительное эквивалентное удельное сопротивление грунта расчётной модели ρ1ρ2:
при ρ1 > ρ2 α = 36 = 01
) по расчётной модели определяется сопротивление реального заземляющего устройства для чего рассчитывается относительная глубина заложения заземлителя:
где - глубина заложения заземлителя м
) расчёт искомого сопротивления:
Сопротивление заземляющего устройства с учётом естественных заземлителей:
Полученное значение меньше :
Расчёты по заземлению подстанции считаются законченными и удовлетворяют условиям безопасности.
Итог: вертикальное заземление выполнено прутковой сталью диаметром 16 мм длиной 5 м расстояние между заземлителями 5 м количество заземлителей – 160 суммарная длина – 800 м.;
горизонтальное заземление выполнено стальной полосой 40×4 мм суммарная длина – 1596 м.;
оборудование присоединено стальной полосой 40×4 м;
глубина заложения заземлителей – 07 м.
Нормы технологического проектирования понижающих подстанций с высшим напряжением 35-750 кВ. 3-е изд. - М.:Энергия 1979.-40 с
Правила устройства электроустановок (ПУЭ) (шестое издание переработанное и дополненное с изменениями)
Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций. – М.: Издательский центр "Академия" 2005. – 448 с.
Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования.- М.: Энергия 1978 – 456 с.
Ю.Б. Гук. Анализ надежности электроэнергетических установок. – Л.: Энергоатомиздат1988.
В.Г. Китушин. Надежность энергетических систем. Учебное пособие для вузов. – М.: Высшая школа 1984.
Безопасность жизнедеятельности. Безопасность технологических процессов и производств (охрана труда): Учебное пособие для вузов П.П. Кукин В.Л. Лапин Е.А. Подгорных и др. – М.: Высшая школа 1999.
Куценко Г.И. Шашкова И.А Основы гигиены труда и производственной санитарии. - М.: Высшая школа 1990.
Арион В.Д. Каратун В.С. Пасиновский П.А. Оптимизация систем электроснабжения в условиях неопределенности. – Кишинев: Штиинца 1991. – 161 с.
Боднар В.В. Нагрузочная способность силовых масляных трансформаторов. – М.: Энергоатомиздат 1983. – 177 с.
Веселовский О.Н. Шнейберг Я.А. Энергетическая техника и ее развитие. – М.: Высшая школа 1976. – 304 с.
Ермилов А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. – М.: Энергия 1983. – 208 с.
Жежеленко И.В. Саенко Ю.Л. Степенов В.П. Методы вероятностного моделирования в расчетах характеристик электрических нагрузок потребителей. – М.: Энергоатомиздат 1990. – 126 с.
Князевский Б.А. Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий. –М.: Высшая школа 1986. – 400 с.
Коновалова Л.Л. Рожкова Л.Д. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 528 с.
Кудрин Б.И. Прокопчик В.В. Электроснабжение промышленных предприятий. – Минск: Высшая школа 1988. – 359 с.
Куликов Ю.А. Переходные процессы в электрических системах: Учеб. пособие. – Новосибирск: НГТУ 2003. – 283 с.
Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. – М.: Высшая школа I990. – 366 с.
Основы построения промышленных элетросетей Г.М. Каялов А.Э. Каждан И.Н. Ковалев Э.Г. Куренный. – М.: Энергия 1978. – 452 с.

icon План 17.cdw

План 17.cdw
курсовой проект "Станции и подстании
систем электроснабжения
ограничитель перенапряжения
элегазовый выключатель
железнодорожный путь
АТЦТН-250000500110-У1
силовой автотрансформатор

icon станции 17.doc

Задание на курсовой проект
Выбор главной схемы ГПП
Анализ схем РУ-ВН и РУ-НН
Выбор числа и мощности силовых трансформаторов
Расчет токов короткого замыкания
Выбор высоковольтного оборудования
1 Выбор выключателей 500 кВ
2 Выбор выключателей 110 кВ
3 Выбор выключателей 10 кВ
4 Выбор разъеденителей
4.1 Выбор разъеденителей 500 кВ
4.2 Выбор разъеденителей 110 кВ
4.3 Выбор разъеденителей 10 кВ
5 Выбор предохранителей
6 Выбор шунтирующего реактора
8 Выбор токоведущих систем и изоляторов
8.1 Выбор СШ на стороне 500 кВ
8.2 Выбор СШ на стороне 110 кВ
8.3 Выбор сборных шин 10 кВ
8.4 Выбор изоляторов
9.1 Выбор ТТ на стороне НН
9.2 Выбор ТТ на стороне СН
9.3 Выбор ТТ на стороне ВН
10.1 Выбор ТН на стороне НН
10.2 Выбор ТН на стороне СН
10.3 Выбор ТН на стороне ВН
11 Выбор трансформаторов собственных нужд подстанции
Заземление подстанции
Список используемой литературы
Основными потребителями электроэнергии являются промышленные предприятия. Они расходуют более половины всей электроэнергии вырабатываемой в нашей стране.
Ввод в действие новых предприятий расширение существующих рост энерговооруженности широкое внедрение различных видов электротехнологий во всех отраслях производств выдвигают проблему их рационального электроснабжения.
Электроснабжением согласно ГОСТ 19431-84 называется обеспечение потребителей электроэнергией. Под потребителями подразумевается промышленные предприятия организации стройплощадки и т.д. у которых ЭП присоединены к электросети; электросетью называется совокупность подстанций и линий различных напряжений для передачи и распространении электроэнергии к электроприемникам. Электроприемниками называются устройства в которых происходит получение электроэнергии от источника питания и преобразующую в другой вид энергии. Передача электроэнергии от источника к потребителям производится энергетическими системами. Энергетическая система – это совокупность электро и тепловых станций электро и тепловых сетей связанных между собой и объединенных с общностью режима в непрерывном процессе производства. Преобразования и распределения электро и тепловой энергии при общем управлении этим режимом.
Электроэнергия передается предприятию по ВЛ электропередач в большинстве случаях от ближайших понижающих подстанций районных энергосистем.
Электроэнергия поступает на главную понизительную подстанцию предприятия ГПП распределяющую её на более низком напряжении по всему объекту.
Передача и распределение электроэнергии внутри промышленных предприятий осуществляется внутренними электросетями.
Системы электроснабжения современных предприятий должны: удовлетворять следующим требованиям. Рациональной передачи и распределении электроэнергии обеспечение необходимой степени надежности электроснабжения.
Качество электроэнергии на зажимах ЭП электромагнитной совместимостью приемников с питающей сетью экономия электроэнергии и других материальных ресурсов безопасности и удобства в эксплуатации.
Задание на курсовой проект
Сторона высшего напряжения
Сторона среднего напряжения
Сторона низшего напряжения
Транзитная мощность МВ·А
Реактивное сопротивление
Удельное сопротивление слоёв грунта Ом·м
По способу присоединения к сети подстанция проходящая.
По назначению – системная. На шинах 500 кВ осуществляется связь отдельных частей энергосистемы.
Питание ПС осуществляется от двух независимых взаимно резервируемых источников по отдельным трассам.
На стороне высшего напряжения подстанции 500 кВ выбрана схема шины - трансформатор с двумя взаиморезервирующими выключателями транзита нет количество присоединений: 2 трансформатора). Автотрансформаторы присоединены к шинам без выключателей – устанавливаются разъединители с дистанционным управлением. Схема экономична – два выключателя на два присоединения; надёжна – ревизия выключателя производится без перерыва работы других элементов. Достоинство схемы: использование разъединителей только для ремонтных работ; недостаток: сложный выбор трансформаторов тока выключателей разъединителей и релейной защиты по току.
На стороне среднего напряжения подстанции 110 кВ выбрана схема с двумя рабочими и обходной системой шин из крупных блоков заводского изготовления.
На стороне низшего напряжения подстанции РУ 10 кВ выполнено закрытым – ЗРУ – с одной секционированной системой шин (на 8 присоединений).
В составе потребители в основном первой и второй группы по электробезопасности.
Анализ схем РУ-ВН РУ-СН и РУ-НН
Основные распределительные устройства подстанции напряжением 500 кВ и 110 кВ – ОРУ - расположены на открытом воздухе. ОРУ должно обеспечивать надёжность работы безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение возможность расширения максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.
Расстояние между токоведущими частями и от них до различных элементов ОРУ выбрано в соответствии с нормами ПУЭ.
Высота стульев под оборудование в РУ-ВН четыре метра – для проезда ремонтно-монтажных механизмов и подготовки их к работе без снятия напряжения с соседних цепей.
Ошиновка ОРУ выполнена гибкими проводниками которые крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах.
Силовые трансформаторы находятся в центре подстанции что обеспечивает минимальную протяжённость линий связи. Под силовыми трансформаторами предусмотрены маслоприёмники в которые укладывается слой гравия толщиной не менее 25 см.
На территориях ОРУ 110 и 500 кВ предусматриваются помещения для панелей релейной защиты и аккумуляторных батарей.
Шунтирующие реакторы располагаются вдоль железнодорожной колеи.
Открытые ОРУ менее удобны в обслуживании при низких температурах и в ненастье занимают значительно большую площадь чем ЗРУ а аппараты подвержены запылению загрязнению и колебаниям температуры.
На низкой стороне подстанции распределительное устройство выполнено комплектным – КРУ. Шкафы для КРУ изготавливаются на заводах что позволяет добиться тщательной сборки всех узлов и обеспечения надёжной работы электрооборудования.
При выборе силовых трансформаторов предпочтение отдаётся трёхфазным так как потери в них на 12-15 % ниже а расход активных материалов и стоимость на 20-25 % меньше чем в группе однофазных трансформаторов такой же суммарной мощности.
Эффективное заземление нейтрали обмоток ВН обязательно для всех трансформаторов 330 кВ и выше и во всех автотрансформаторах.
В соответствии с ГОСТ 14209-97 для подстанции 500 кВ выбирается не менее двух трёхфазных силовых трансформаторов или автотрансформаторов. Мощность каждого из них выбирается не более 70% максимальной нагрузки подстанции т.е. Sт.ном.≤ (065-07)·Sмакс.
где Sт.ном – номинальная мощность трансформатора;
Sмакс. – максимальная нагрузка подстанции.
Sт.ном.≤ 07·(255+65) = 2240 МВ·А.
Принимается к установке два автотрансформатора АТЦТН-250000500110-У1.Автотрансформатор трёхфазный охлаждение: принудительная циркуляция масла и воздуха трёхобмоточный регулирование напряжения под нагрузкой (РПН) с номинальной мощностью 250000 кВ·А.
напряжение обмоток: ВН – 500 кВ; СН – 121 кВ; НН – 11 кВ;
потери кВт: Рхх – 2300; Рк ВН-СН – 5500
Uк%: Uк ВН-СН = 105%; Uк ВН-НН = 24 %; Uк СН-НН = 130 %;
РПН в нейтрали ± 8 х 15% ± 6 ступеней
Трансформаторы выбраны с РПН (встроенное устройство для автоматического регулирования напряжения под нагрузкой) - в соответствии с ГОСТ 13109-87 для обеспечения требуемого качества напряжения на подстанциях.
При диапазоне регулирования 500 ± 8 х 15% ± 6 ступеней:
Uмин = 500 – 8 х 15 % = 488 кВ;
Uмакс = 500 + 8 х 15 % = 512 кВ.
Трансформаторы для установки выбраны с расщеплённой обмоткой НН. При заданном количестве отходящих линий – 8 – использование всех расщеплённых обмоток нерентабельно (шин получается 4– много для 8 подключений). Обмотки НН объединяются и устанавливается реактор за ОНН трансформаторов.
В случае вынужденного отключения одного из трансформаторов другой принимает на себя всю нагрузку подстанции и может быть нагружен до 14S ном.тр.. Допустимо при аварийных режимах перегружать трансформатор на 40% на время максимума общей суточной продолжительностью не более 6 ч в течение не более5-ти суток (ГОСТ 14209-85).
По графику суточной нагрузки максимум нагрузки не превышает 4 часов значит в аварийном режиме один трансформатор выдержит нагрузку.
Расчёт токов короткого замыкания
При проектировании следует предусматривать ограничение токов короткого замыкания предельными уровнями определяемыми на перспективу и мероприятия обеспечивающие снижение потерь энергии.
Схема замещения для расчёта токов короткого замыкания приведена на рисунке 1. В неё входят: система неограниченной мощности линии трансформаторы.
Точки в которых необходимо произвести расчёт токов к.з.:
- в начале воздушной линии (ВЛ) - К1 – для выбора аппаратов 500 кВ;
- в начале воздушной линии 110 кВ - К2 – для выбора аппаратов 110 кВ;
- на сборных шинах 10 кВ К3 – для выбора аппаратов на стороне 10 кВ.
Рисунок 1 – Принципиальная электрическая схема системы электроснабжения предприятия для расчётов токов к.з.
При базисной мощности SБ = 100 MB×A зa базисное напряжение принимается среднее номинальное напряжение UБ =500 кВ (ГОСТ 27514-87) для ВН UБ = 121 кВ для СН UБ = 105 кВ для НН.
Расчёт ведётся в относительных единицах.
Сопротивление системы:
Сопротивление воздушной линии 500 кВ:
Выбор провода АС 30066 осуществлён в разделе «Выбор токоведущих частей».
ЛБ= 031·200·1005002 = 00248 о.е.
Где Х0 = 031 Ом для АС 30066; 200 км – длина ВЛ 500 кВ.
Сопротивление автотрансформатора:
Расчёт тока короткого замыкания в точке К1 - ступень 500 кВ
Рисунок 2 – Схема замещения для расчётов токов к.з.
Суммарное сопротивление для этого случая равно:
где Sб – базовая мощность МВ·А;
Uб – среднее напряжение ступени к.з. кВ;
Х1К – результирующее сопротивление до точки к.з. о.е.
iуд1 = 185192= 504 кА
где ky – ударный коэффициент = 185 – для системы связанной с точкой к.з. воздушными линиями напряжением 500 кВ.
iat1 = ·192·е-003006 = 165 кА
где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. = 006 для системы связанной с точкой к.з. воздушными линиями напряжением 500 кВ.
tотк - время отключения согласно ПУЭ складывается из времени действия основной релейной защиты данной цепи tр.з и полного времени отключения выключателя tо.в:
tотк = 001 + 002 = 003 с.
Расчёт тока короткого замыкания в точке К2 производится аналогично. Суммарное сопротивление для этого случая равно:
iуд2 = 1853790 = 992 кА
iat2 = ·3790·е-0045006 = 253 кА.
Расчёт тока короткого замыкания в точке К3. Суммарное сопротивление для этого случая равно:
iуд3 = 185271 = 709 кА
iat3 = ·271·е-0065008 = 170 кА.
Электрооборудование для подстанции выбирается по рассчитанным токам короткого замыкания:
К1 - для стороны ВН;
К2 – для стороны СН;
К3 – для стороны НН подстанции.
Исходные данные для выбора выключателя на стороне 500 кВ:
IK1 = 192 кА iуд1 = 504 кА iat1 =165 кА Iутяж = 370 А.
Выбран к установке выключатель: ВГБ-500-503150 У1.
Выключатели выбираются:
) по напряжению установки – Uуст Uном
) по длительному току:
) по отключающей способности:
- на симметричный ток отключения – Iотк.ном. ≥ Iп.
- отключение апериодической составляющей тока к.з. –
- номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени .
где - – наименьшее время от начала к.з. до момента расхождения дугогасительных контактов;
t с.выкл - собственное время отключения выключателя по справочнику.
норм%-номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе - задано ГОСТ в виде кривой bном = f(t).
- по полному току к.з. – (Iп.+ iat)Iотк.ном.(1+ норм)
) на электродинамическую стойкость Iдин.
где I пр.с. – действующее значение предельного сквозного тока к.з. (по каталогу);
- амплитудное значение предельного сквозного тока к.з. (по каталогу);
Iп.о – начальное значение периодической составляющей тока к.з. в цепи выключателя;
) на термическую стойкость по тепловому импульсу:
Если tтер ≥ tоткл то условие проверки:
где Iтер.–предельный ток термической стойкости выключателя по каталогу
Вk – тепловой импульс - интеграл Джоуля – по расчёту;
tтер–длительность протекания тока термической стойкости с.
tоткл – расчётное время отключения выключателя.
Достоинства элегазовых выключателей:
) пожаро- и взрывобезопасность;
)высокая отключающая способность;
)малый износ дугогасительных контактов;
)пригодность для наружной и внутренней установки.
)простота конструкции;
)долгий срок службы.
)необходимость специальных устройств для наполнения перекачки и очистки элегаза;
) относительно высокая стоимость.
Современные элегазовые выключатели оснащены установленными на наружной части ввода трансформаторами тока типа ТВ-500 У1.
Встроенный ТТ (трансформатор тока) ТВ-500 У1: вариант исполнения 10005 класс точности 05 номинальная вторичная нагрузка 20 В·А ток термической стойкости 50 кА3с У1 – для умеренного климата наружного исполнения.
Таблица 2 - Выбор выключателя 500 кВ
Выключатель ВГБ-500-503150-У1– элегазовый с гидравлическим приводом
Iутяж = Iном.раб·2;
время отключения – 002 с
Полное время отключения – 004 с
(Iп.+iat)=192+165=44 кА
Термическая стойкость – 503 кАс
Выключатель подходит по всем параметрам.
Исходные данные для выбора выключателя на стороне 110 кВ:
IK2 = 3790 кА iуд2 = 9920 кА iat2 =253 кА Iутяж =1216 А
Выбран к установке выключатель: ВГТ-110 II-402500 У1.
Таблица 3 - Выбор выключателя 110 кВ
Выключатель ВГТ-110.II-402500-У1– элегазовый с пружинным приводом
Iутяж = Iном.раб·2; Iутяж = 1216 А
Собственное время отключения – 0035 с
Полное время отключения – 0055 с
(Iп.+iat)=3790+253=789 кА
Iотк.ном.(1+норм)=40(1+018)=6675 кА
Термическая стойкость – 403 кАс
Встроенный ТТ (трансформатор тока) ТВ-110 У1: вариант исполнения 10001 класс точности 05 номинальная вторичная нагрузка 30 В·А ток термической стойкости 40 кА3с У1 – для умеренного климата наружного исполнения.
Данные для выбора выключателя 10 кВ:
IK3= 271 кА; iat3 = 170 кА.
Iном.раб.= 1775 А; Iутяж = Iном.раб·*2 = 3550 А.
К установке принимается выключатель ВЭ-103600-20У3.
Таблица 4 - Выбор выключателя 10 кВ
Выключатель ВЭ-103600-20У3– выключатель электромагнитный
Iутяж = Iном.раб·2; Iутяж = 3550 А
Собственное время отключения – 006 с
Полное время отключения – 0075 с
Термическая стойкость – 3153 кАс
Выключатель подходит по всем параметрам.
Отключение мощных СД может привести к перенапряжениям поэтому вакуумные выключатели снабжаются встроенными ограничителями перенапряжения.
Достоинства вакуумных выключателей:
) простота конструкции;
) высокая степень надёжности;
)высокая коммутационная износостойкость;
)пожаро- и взрывобезопасность;
)отсутствие загрязнения окружающей среды;
)малые затраты по эксплуатации.
)возможность коммутационных перенапряжений;
)сравнительно небольшие номинальные токи и токи отключения.
4 Выбор разъединителей
Разъединители выбираются:
) по напряжению установки - Uуст Uном;
) по току - Iнорм Iном Iраб.утж Iном;
) по конструкции роду установки;
) по электродинамической стойкости - iу iпр.с Iп.0 Iпр.с
где iпр.с Iпр.с – предельный сквозной ток короткого замыкания
(амплитуда и действующее значение) определяемые по каталогу;
) по термической стойкости - Вк I 2тер ×tтер
где Вк – тепловой импульс по расчётам;
Iтер – предельный ток термической стойкости;
tтер – длительность протекания предельного тока термической
стойкости определяются по каталогу.
4.1 Выбор разъединителей 500 кВ
Исходные данные для выбора разъединителя на стороне 500 кВ:
IK1 =192 кА; Вk = 406 кА2·с;
Iном.раб = 185 А; Iутяж = 370 А.
Выбираются разъединители на стороне 500 кВ тип РНД(З) -5003200 – У1. Разъединитель наружной установки двухколонковый горизонтально-поворотного типа с заземляющими ножами для работы в районах с умеренным климатом размещение на открытом воздухе привод ПДН-1.
Таблица 5 - Выбор разъединителей 500 кВ
Разъединитель РНД(З)-5003200 – У1
Вк.доп = 632·2 = 7938 кА²с
4.2 Выбор разъединителей 110 кВ
Исходные данные для выбора разъединителя на стороне 110 кВ:
IK2=379 кА; Вk = 180 кА2·с;
Iном.раб = 608 А; Iутяж = 1216 А.
Выбираются разъединители на стороне 110 кВ тип РНД(З)-1102000 – У1. Разъединитель наружной установки двухколонковый горизонтально-поворотного типа с заземляющими ножами для работы в районах с умеренным климатом размещение на открытом воздухе привод ПР-У1.
Таблица 6 - Выбор разъединителей 110 кВ
Разъединитель РНД(З)-1102000 – У1
Вк.доп = 3152·3 = 2977 кА²с
4.3 Выбор разъединителей 10 кВ
Исходные данные для выбора разъединителя на стороне 10 кВ:
IK3 = 271 кА; Iном.раб. = 1775 А;
Iутяж = 3550 А; Вk = 1212 кА2·с.
Разъединители на стороне 10 кВ - тип РВК-104000 У3:
Разъединители внутренней установки коробчатого профиля тип привода - ПР-3.
Таблица 7 - Выбор разъединителей 10 кВ
Разъединитель РВК-104000-У3
Вк.доп = 602·10 = 36000 кА²с
Выбор предохранителей производится:
) по напряжению Uуст Uном;
) по току предохранителя Iном≥ Iнорм.расч. Iном ≥ Iмакс.;
) по току отключения Iп.о Iотк.п.
Выбраны предохранители - ПНК-001-10 У3:
ПНК - предохранитель кварцевый для трансформаторов напряжения для работы в помещении номинальное напряжение - 10 кВ;
– отсутствие ударного устройства лёгкого типа;
– конструкция контактов;
с изоляторами ИО-10-375 У3.
Указателей срабатывания не имеют – их срабатывание определяется по показаниям приборов включенных в цепь трансформаторов напряжения.
Предохранители ПКТ для защиты трансформаторов СН:
ПКТ-103-10-20 У3: предохранитель кварцевый для трансформаторов СН для работы в помещении; на 10 кВ;
– наличие ударного устройства лёгкого типа;
– номинальный ток отключения кА;
с изоляторами ИО-10-375 У3.
РОДЦ-60000500 – реактор однофазный система охлаждения ДЦ номинальная мощность = 60000 кВ·А класс напряжения – 500 кВ.
7 Выбор ограничителей перенапряжения
Установка ОПН производится в соответствии с ПУЭ.
Ограничители перенапряжений являются аппаратами для глубокого (до 16-185 Uф) ограничения коммутационных перенапряжений с лучшими чем у разрядников грозозащитными характеристиками.
ОПН-500303-УХЛ1 для защиты ВЛ 500 кВ и силового трансформатора АТДЦТН-125000500 на вводе ВЛ;
ОПН-11073 –УХЛ 1 для защиты ВЛ 110 кВ;
ОПН-1093-10(I) УХЛ2 на силовые шины 10 кВ и для вакуумных выключателей.
8 Выбор токоведущих частей и изоляторов
8.1 Выбор гибких шин на стороне 500 кВ
В РУ 500 кВ применяются гибкие шины выполненные проводами марки АС.
Провода выбираются по максимальному значению тока ремонтного или послеаварийного режима.
Нагрузка заданной подстанции Sнагр.пс = 320 МВ·А.
Iном.раб =185 А Iутяж = 370 А.
Для ВЛ 500 кВ выбирают провода (3х3003х500). По три провода в фазе.
Принимаются к расчётам провода марки АС 30066 с Sдоп= 556 МВт (на 1 провод) Iдоп = 680 А (на 1 провод) Х0 = 031 Омкм.
Проверка по допустимому току:
Iутяж = 370 Iдоп = 3·680 А.
Проверка по допустимой нагрузке:
Sдоп = 3· 556 МВт > Sнагр = 320 МВ·А.
Проверка на термическое действие тока к.з.:
Шины выполненные голыми проводами на открытом воздухе на термическое действие не проверяются.
Проверка на электродинамическое действие тока к.з.:
Iп.о.K1 = 192 кА кА
Расчёт на электродинамическое действие не проводится.
Проверка на коронирование:
Согласно ПУЭ минимальное сечение для ВЛ 500 кВ – АС 300. Таким образом проверка провода на коронирование не проводится.
8.2 Выбор гибких шин на стороне 110 кВ
В РУ 110 кВ применяются гибкие шины выполненные проводами марки АС.
Iном.раб = 608 А Iутяж = 1216 А.
Для ВЛ 110 кВ выбирают провода марки АС.
Принимаются к расчётам провода марки АС 70086 с Sдоп= 2258 МВт Iдоп = 1300 А.
Iутяж = 1216 А Iдоп = 1300 А.
Sдоп =2258 МВт > Sнагр = 225·08 = 180 МВт.
Iп.о.K2 = 379 кА кА
Согласно ПУЭ минимальное сечение для ВЛ 110 кВ – АС 700. Таким образом проверка провода на коронирование не проводится.
Сечение сборных шин всех напряжений выбирается по допустимому току так как нагрузка по длине шин неравномерна и на многих участках меньше рабочего тока.
Выбраны алюминиевые 3-х полосные шины 2(120×10) мм2 с
Iдоп = 3760 А; площадь сечения шин мм²;
Определение расчётных токов продолжительных режимов:
Iмакс = 3550 А 2860 А.
По экономической плотности тока:
Принятое сечение 3600 мм2 > 3228 мм2.
Проверка шин на электродинамическую стойкость.
Расчёт частоты собственных колебаний конструкции при взаимодействии шинной конструкции в горизонтальной плоскости:
см4 – момент инерции шины при расположении на «ребро» и жёсткой связке полос между собой.
При расположении «плашмя»:
Второй вариант позволяет увеличить длину проёма до 185 м т.е. даёт значительную экономию изоляторов. Принимается к установке расположение пакета шин «плашмя» пролёт 185 м расстояние между фазами а = 08 м.
Расстояние между прокладками шин:
kф = 052 по кривой для определения коэффициента для 3-х
mп = 269 кгм – масса полосы.
Принимается меньшее значение 0514 м тогда число прокладок в пролёте:
При 4 прокладках в пролёте расчётный пролёт:
Сила взаимодействия между полосами:
Напряжение в материале полос:
Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:
МПа МПа для алюминия.
- шины динамически устойчивы.
8.4 Выбор изоляторов
Опорные изоляторы на которые крепятся шины выбираются:
) по номинальному напряжению Uном ≥ Uсети;
) по допустимости механической нагрузки.
Выбраны опорные изоляторы для внутренней установки типа ИО-10-375 У3: изолятор опорный фарфоровый класс напряжения – 10 кВ минимальное разрушающее усилие при статическом изгибе 3750 Н усиленный для закрытых помещений с естественной вентиляцией.
площадь изолятора 120×82 мм.
Проверка на механическую прочность:
Fи =Н - сила действующая на изолятор.
Изолятор проходит по механической прочности.
9 Выбор трансформаторов тока
Трансформаторы тока (ТТ) выбираются с двумя вторичными обмотками одна из которых предназначается для включения электроизмерительных приборов другая – для релейной защиты. Класс точности ТТ: 05 – для присоединения счетчиков денежного расчёта; 3 и 10 – для релейной защиты.
9.1 Выбор трансформатора тока в цепи отходящей линии 10 кВ
Устанавливается трансформатор тока ТЛ-10-4000-05-У3. Первичный ток выбран по условиям релейной защиты.
ТЛ - трансформатор тока с литой изоляцией;
- 10 - номинальное напряжение – 10 кВ
Uуст Uном 10 кВ 10 кВ;
- 4000 - первичный номинальный ток А; вторичный - 5 А;
Iраб.утяж= 3550 А Iном = 4000 А.
- электродинамическая стойкость:
- термическая стойкость - 315 кА4 с:
Вк = 1212 кА2·с ≤ 3152·4 = 3969 кА2·с.
Проверка по вторичной нагрузке.
где Z2 – вторичная нагрузка трансформаторов тока;
Z2ном – номинальная допустимая нагрузка трансформаторов тока в выбранном классе точности.
Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико поэтому Z2 R2. Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:
R2 = Rприб + Rпр.+ Rконт
Sприб - мощность потребляемая приборами. На линии 10 кВ районной подстанции устанавливаются: ваттметр варметр амперметр счётчик активной энергии.
I2н – вторичный номинальный ток приборов и ТТ равный 5 А.
Таблица 8 - Измерительные приборы на стороне 10 кВ
Наибольшая нагрузка приходится на трансформаторы фаз А и С. Общее сопротивление приборов:
Rприб = 2225 = 0088 Ом;
Сопротивления контактов для количества приборов более трёх принимаются равными Rконт =01 Ом.
Вторичная номинальная нагрузка трансформаторов тока в классе точности 05 составляет 08 Ом.
Тогда сопротивление соединительных проводов:
Rпр. = Z2ном - Rприб - Rконт;
Rпр =08 - 0088 - 01 = 0612 Ом.
Длина соединительных проводов с медными жилами (для вторичных цепей основного и вспомогательного оборудования подстанций с высшим напряжением 220 кВ и более) принимается 4 м .
Сечение соединительных проводов мм2:
где удельное сопротивление = 00175 - для меди;
lрасч = - длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов для линии 10 кВ к потребителям.
По условию прочности сечение соединительных проводов не должно быть меньше 15 мм2 для медных жил. Сечение больше 6 мм2 обычно не применяется.
Принимается к установке контрольный кабель с медными жилами сечением 15 мм2.
9.2 Выбор трансформатора тока на стороне СН подстанции 110 кВ
Аналогично для стороны 110 кВ выбран ТОЛ-110-1500-УХЛ1: опорный трансформатор тока с литой изоляцией. Вариант исполнения 7505. Первичный ток выбран по условиям релейной защиты.
Таблица 9 - Выбор трансформатора тока на 110 кВ
9.3 Выбор трансформатора тока на стороне ВН подстанции 500 кВ
Для стороны 500 кВ выбран ТФЗМ-500500-У2: трансформатор тока в фарфоровой покрышке звеньевого типа масляного заполнения. Вариант исполнения 5001. Первичный ток выбран по условиям релейной защиты.
Таблица 10 - Выбор трансформатора тока на 500 кВ
10 Выбор трансформаторов напряжения
10.1 Выбор трансформатора напряжения на сборных шинах 10 кВ
ТН устанавливаются на каждой секции сборных шин.
К установке принимается трёхфазный трансформатор напряжения НТМИ-10 с двумя вторичными обмотками одна из которых служит для присоединения измерительных приборов другая - для контроля изоляции. Класс точности выбирается 05.
Uсет.ном 10 кВ = Uном 10 кВ
В каждой потребительской линии устанавливаются трёхфазные счётчики активной и реактивной энергии. На стороне НН автотрансформатора установлены: вольтметр ваттметр варметр счётчики активной и реактивной энергии.
где S2ном - номинальная мощность вторичной обмотки в выбранном классе точности;
S2S - нагрузка всех измерительных приборов и реле присоединённых к трансформатору напряжения В×А.
Выбранный трансформатор напряжения НТМИ-10 имеет номинальную мощность 120 В·А в классе точности 05. Таким образом:
Сечения проводов питающих цепи напряжения счётчиков 15 мм2 – (медные провода) по условиям механической прочности.
Таблица 11 - Вторичная нагрузка измерительных приборов на стороне 10 кВ
Потребляемая мощность катушки В·А
Общая потребляемая мощность
10.2 Выбор трансформатора напряжения для 110 кВ
На стоне СН автотрансформатора установлены: вольтметр для измерения трёх междуфазных напряжений и регистрирующий вольтметр на стороне 110 кВ ваттметр варметр счётчики активной и реактивной энергии.
НКФ-110: трансформатор напряжения каскадный в фарфоровой покрышке на 110 кВ класс точности 05 предельная мощность в классе точности 400 В·А.
10.3 Выбор трансформатора напряжения для 500 кВ
На стоне ВН автотрансформатора установлен НКФ-500-У2: трансформатор напряжения каскадный в фарфоровой покрышке на 500 кВ класс точности 05 предельная мощность в классе точности 500 В·А.
11 Выбор трансформаторов собственных нужд подстанции
Выбор мощности трансформаторов СН.
Подстанция с постоянным обслуживающим персоналом оперативный ток – постоянный от аккумуляторных батарей.
Схема подключения трансформаторов собственных нужд - к шинам 10 кВ.
Расчётная максимальная мощность потребителей СН находится суммированием установленной мощности отдельных приёмников СН (таблица 12).
С учётом допустимой нагрузки на 15% Kпер =115.
Таблица 12 - Потребители собственных нужд подстанции
Установленная мощность
Обдув и охлаждение трансформаторов АТДЦТН-250000500110
Обогрев вентиляция освещение ОПУ
Зарядно-подзарядное устройство аккумуляторных батарей
Вентиляция аккумуляторной
Обогрев выключателей
Для электродвигателей компрессоров
Обогрев компрессорной
Вентиляция компрессорной
Обогрев воздухосборников
Обогрев электродвигательных приводов разъединителей
Аппаратура связи и телемеханики
Прочее: небольшой ремонт устройство РПН вентиляция ЗРУ обогрев и освещение проходной
Принимаются к установке два трансформатора СН мощностью по 1000 кВА: ТМ-10001004 У3 паспортные данные: Ркз = 122 кВт; uк =55 %; iх = 14 %.
Согласно ПУЭ заземляющие устройства электроустановок 110 кВ и выше сети выполняются с эффективно заземлённой нейтралью с учётом сопротивления R305 Ом или допустимого напряжения прикосновения. Расчёт заземления подстанции по допустимому сопротивлению приводит к неоправданному перерасходу проводникового материала и трудозатрат при сооружении заземляющих устройств. Опыт эксплуатации распределительных устройств 110 кВ и выше позволяет перейти к нормированию напряжения прикосновения.
Для уменьшения возможного напряжения прикосновения путём выравнивания электрического потенциала на территории электроустановки устанавливается сложный заземлитель выполненный в виде замкнутого контура из вертикальных электродов соединительных полос полос проложенных вдоль рядов оборудования и выравнивающих полос проложенных в поперечном направлении и создающих заземляющую сетку с переменным шагом. Расстояние между полосами должно быть не более 30 м.
Продольные заземлители проложены вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 05 – 07 м от поверхности земли и на расстоянии 08 - 10 м от фундаментов или основания оборудования.
Поперечные заземлители проложены в удобных местах между оборудованием на глубине 05 – 07 м от поверхности земли.
Горизонтальные заземлители проложены по краю территории для образования замкнутого контура.
В качестве расчётной принята двухслойная модель неоднородной земли с удельным сопротивлением слоёв - верхнего ρ1 толщиной h1 и нижнего ρ2. В качестве естественных заземлителей учитываются подводящие ЛЭП и железобетонные фундаменты здания внутри или вблизи которого расположены заземляемые электроустановки система трос – опора.
Данные для расчётов:
верхний слой грунта – песок с ρ1 = 850 Омм и толщиной h1 = 18 м;
нижний – суглинок с ρ2 = 85 Омм;
территория ГПП: 1960 × 2030 м;
напряжение: ВН – 500 кВ СН – 110 кВ НН – 10 кВ;
нейтраль трансформаторов – эффективно заземлённая.
) намечается схема заземляющего устройства с учётом того что контур заземления должен перекрывать территорию электроустановки:
Рисунок 3 - Схема заземляющего устройства
) расчёт времени в.
Безопасная величина Uпр.доп зависит от времени в его воздействия на человека:
где tр.з. – время действия релейной защиты
tо.в. – полное время отключения выключателя.
Времени в = 014 с соответствует допустимое напряжение прикосновения Uпр.доп = 400 В.
) расчёт коэффициента напряжения прикосновения:
где - параметр зависящий от ρ1ρ2:
для ρ1ρ2 = 10 М1 = 083.
Lг – суммарная длина горизонтальных заземлений = 1596 м;
S – площадь заземляющего устройства = 196203 м²;
– коэффициент учитывающий сопротивление стекания тока со ступней на землю:
Расстояние а в первом приближении принято равным в=5м.
) расчёт напряжения на заземлителе:
) расчёт допустимого сопротивления заземляющего устройства:
где - ток протекающий через заземляющее устройство при
расчётном однофазном к.з. на землю на подстанции
) заземляющее устройство преобразуется в расчётную модель квадратной формы площадь которой и суммарная длина горизонтальных заземлителей такие же как в реальной модели (рисунок 4).
Рисунок 4 - Расчётная модель заземляющего устройства
Сторона квадратной модели -.
Число ячеек по стороне модели :
Длина стороны ячейки м:
Число вертикальных заземлителей по периметру контура при условии равенства расстояния между ними их длине (а =в):
Lв = 5 · 160 = 800 м.
Lв – суммарная длина горизонтальных заземлителей м.
Относительное эквивалентное удельное сопротивление грунта расчётной модели ρ1ρ2:
при ρ1 > ρ2 α = 36 = 01
) по расчётной модели определяется сопротивление реального заземляющего устройства для чего рассчитывается относительная глубина заложения заземлителя:
где - глубина заложения заземлителя м
) расчёт искомого сопротивления:
Сопротивление заземляющего устройства с учётом естественных заземлителей:
Полученное значение меньше :
Расчёты по заземлению подстанции считаются законченными и удовлетворяют условиям безопасности.
Итог: вертикальное заземление выполнено прутковой сталью диаметром 16 мм длиной 5 м расстояние между заземлителями 5 м количество заземлителей – 160 суммарная длина – 800 м.;
горизонтальное заземление выполнено стальной полосой 40×4 мм суммарная длина – 1596 м.;
оборудование присоединено стальной полосой 40×4 м;
глубина заложения заземлителей – 07 м.
Нормы технологического проектирования понижающих подстанций с высшим напряжением 35-750 кВ. 3-е изд. - М.:Энергия 1979.-40 с
Правила устройства электроустановок (ПУЭ) (шестое издание переработанное и дополненное с изменениями)
Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций. – М.: Издательский центр "Академия" 2005. – 448 с.
Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования.- М.: Энергия 1978 – 456 с.
Ю.Б. Гук. Анализ надежности электроэнергетических установок. – Л.: Энергоатомиздат1988.
В.Г. Китушин. Надежность энергетических систем. Учебное пособие для вузов. – М.: Высшая школа 1984.
Безопасность жизнедеятельности. Безопасность технологических процессов и производств (охрана труда): Учебное пособие для вузов П.П. Кукин В.Л. Лапин Е.А. Подгорных и др. – М.: Высшая школа 1999.
Куценко Г.И. Шашкова И.А Основы гигиены труда и производственной санитарии. - М.: Высшая школа 1990.
Арион В.Д. Каратун В.С. Пасиновский П.А. Оптимизация систем электроснабжения в условиях неопределенности. – Кишинев: Штиинца 1991. – 161 с.
Боднар В.В. Нагрузочная способность силовых масляных трансформаторов. – М.: Энергоатомиздат 1983. – 177 с.
Веселовский О.Н. Шнейберг Я.А. Энергетическая техника и ее развитие. – М.: Высшая школа 1976. – 304 с.
Ермилов А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. – М.: Энергия 1983. – 208 с.
Жежеленко И.В. Саенко Ю.Л. Степенов В.П. Методы вероятностного моделирования в расчетах характеристик электрических нагрузок потребителей. – М.: Энергоатомиздат 1990. – 126 с.
Князевский Б.А. Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий. –М.: Высшая школа 1986. – 400 с.
Коновалова Л.Л. Рожкова Л.Д. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 528 с.
Кудрин Б.И. Прокопчик В.В. Электроснабжение промышленных предприятий. – Минск: Высшая школа 1988. – 359 с.
Куликов Ю.А. Переходные процессы в электрических системах: Учеб. пособие. – Новосибирск: НГТУ 2003. – 283 с.
Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. – М.: Высшая школа I990. – 366 с.
Основы построения промышленных элетросетей Г.М. Каялов А.Э. Каждан И.Н. Ковалев Э.Г. Куренный. – М.: Энергия 1978. – 452 с.
Переходные процессы в системах электроснабжения В.Н. Винославский Г.Г. Пивняк Л.И. Несен и др. – Киев: Высшая школа 1989. – 422 с.

icon схема 17.cdw

схема 17.cdw
Курсовой проект "Станции и подстанции
систем электроснабжения
силового трансформатора
Ограничитель перенапряжения
Разъединитель секционный
Выключатель элегазовый
РНД(З)-1(2)-5003200 У1
обходной и шиносоединительный
РГН-1(2)-1102000 УХЛ1
Выключатель электромагнитный
Выключатель электромагнитный секционный
для вакуумных выключателей
Предохранитель трансформатора
Автотрансформатор силовой
Трансформатор собственных
Трансформатор напряжения
Счётчик СЭТ-4ТМ.03.06
собственных нужд ПКТ-103-10-20-У3
с изоляторами ИО-10-3
up Наверх