Проектирование подстанции системы электроснабжения города. Курсовая работа (т). Физика.
💣 👉🏻👉🏻👉🏻 ВСЯ ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ЗДЕСЬ ЖМИТЕ 👈🏻👈🏻👈🏻
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!
Похожие работы на - Проектирование подстанции системы электроснабжения города
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Нужна качественная работа без плагиата?
Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу Без плагиата!
Проектирование подстанции
системы электроснабжения города
ток мощность трансформатор подстанция
Вследствии роста потребления электрической энергии возникает
необходимость создания электрических станций, распределительных подстанций,
отвечающих новым, современным требованиям. К тому же многие действующие на
данный момент подстанции уже устаревают. Достижения в современной энергетике
позволяют строить подстанции отвечающие высоким требования надежности,
эксплуатации, отвечающие новым экологическим стандартам. Строительство этих
подстанций также должно быть экономически целесообразным. Поэтому в некоторых
случаях, проектируемая подстанция, строится с минимальными экономическими
затратами. К такому случаю можно отнести подстанции обслуживающие вторые и
третьи категории электроприемников.
В курсовом проекте по графикам суточной нагрузки в летний и
зимний период на среднем и низком напряжении нужно выбрать структурную схему
электрической подстанции, отвечающей всем техническим и экономическим
требованиям и расчищать основное оборудование для надежной и экономичной работы
подстанции. В результате чего закрепить и расширить теоретические и
практические знания. При выполнении курсового проекта усвоить методику
проектирования.
От выбранной схемы зависят надежность работы
электроустановки, ее экономичность, оперативная гибкость и удобство
эксплуатации, безопасность обслуживания и возможность расширения.
Но способу присоединения к сети все ПС можно разделить на
тупиковые, ответвительные, проходные, узловые. В нашем случае подстанция
узловая. По назначению различают потребительские и системные. Потребительские
ПС предназначены для распределения электроэнергии между потребителями.
Проектируемая подстанция должна обеспечить надежность
электроснабжения потребителей и перетоков мощности по межсистемным или
магистральным связям в нормальном и в после аварийном режиме, учитывать
перспективу развития. Допускать возможность дальнейшего расширения. Обеспечить
возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ, без отключения
соседних присоединений.
1. Выбор вариантов структурной схемы подстанции
1.1 Перевод суточных графиков потребления
мощности
Переведём графики потребление активной мощности из % в график мощности
именованных единицах.
Рисунок 1 - Суточные графики потребления активной мощности (в% от ).
При известной активной максимальной мощности нагрузки ( ) можно перевести типовой график в график
нагрузки данного потребителя, используя соотношения для каждой ступени графика:
где - активная мощность соответствующей
ступени, МВт ;
- ордината соответствующей ступени типового графика;
- активная максимальная мощность нагрузки, МВт .
для зимнего графика рисунок 1 а): для зимнего графика рисунок
1 б):
для летнего графика рисунок 1а): для летнего графика рисунок
1б):
Далее переводим графики активной в графики реактивной
мощности, согласно формул
для зимнего графика рисунок 1 а): для зимнего графика
рисунок. 1 б):
для летнего графика рисунок 1 а): для летнего графика рисунок
1 б):
Находим значения полных мощностей в течении суток:
где - полная мощность соответствующей
ступени, ;
для зимнего графика Рисунок 1а): для зимнего графика Рисунок
1б):
для летнего графика Рисунок 1а): для летнего графика Рисунок
1б):
На основании расчетов построим графики потребления полной мощности
представленный на рисунке 2
Рисунок 2 - Суточные графики потребления полной мощности.
Активная мощность ВН для зимнего периода:
Активная мощность ВН для летнего периода:
Реактивная мощность ВН для зимнего периода:
Реактивная мощность ВН для летнего периода:
Полная мощность ВН для зимнего периода:
Полная мощность ВН для летнего периода:
Рисунок 3 - Суточный график потребления полной мощности по сети
ВН.
Предварительная мощность трансформатора (автотрансформатора):
где - коэффициент перегрузки
трансформатора(автотрансформатора).
1.3 Выбор вариантов структурной схемы подстанции
Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей I, II и III категорий на подстанциях
устанавливают два понижающих трансформатора (автотрансформатора).
С учетом предварительной мощности трансформатора, которая
необходима для ПС, номенклатуры трансформаторов (автотрансформаторов) и
структурных схем выбираем два варианта схемы ПС:
4)
с четырьмя двухобмоточными трансформаторами:
2. Выбор мощности и типа трансформаторов
(автотрансфрматоров)
2.1 Расчет автотрансформаторов для первого
варианта структурной схемы
Для данной структурной схемы рисунок 4, с учетом предварительной
мощности МВ × А и МВ × А , выбираем трансформатор типа АТДЦТН-160000/230/121/11 МВ × А, МВ × А (согласно таблице П. 2.10 [1]).
Найдем коэффициент выгодности автотрансформатора:
Определим параметры зимнего эквивалентного графика,
необходимые для оценки аварийной перегрузки автотрансформатора.
1) При аварийном отключении одного из двух трансформаторов
определим начальную нагрузку эквивалентного графика нагрузки из выражения:
) Определим предварительное значение нагрузки эквивалентного графика нагрузки из
выражения:
Для аварийной перегрузки при системе охлаждения с принудительным
дутьём (ДЦ) и значениях , h=0 и по таблицам П4.2 [2] определим допустимую аварийную перегрузку . Если , то перегрузка допустима.
МВ × А МВ × А Þ Режим допустим.
2.2 Расчет трансформаторов для второго
варианта структурной схемы
Для данной структурной схемы рисунок 5, с учетом
предварительных мощностей, выбираем 2 типа трансформатора.
Первый трансформатор понижающий (ВН→НН)
ТРДЦН-100000/230/11 Р хх =94 кВт, Р кз =360 кВт (согласно
таблице 27.8 [3]).
Выбираем второй повышающий трансформатор (НН→СН)
ТРДЦН-63000/115/10,5 Р хх =70 кВт, Р кз =245 кВт (согласно
таблице 27.8 [3]).
Проверим, подходят ли выбранные нами трансформаторы.
Проверяем трансформатор ТРДЦН-100000/230/11
1) На графике рисунок 3 проводим линию номинальной нагрузки,
на уровне 100 МВ × А .
) Пересечением этой линии с исходным графиком выделяем
участок наибольшей перегрузки продолжительностью h .
3) Оставшуюся часть исходного графика разбиваем на интервалов , и определяем значения .
) Определяем начальную нагрузку эквивалентного графика из выражения:
) Участок перегрузки на исходном графике разбиваем на p интервалов и определяем значения .
) Определяем предварительное значение нагрузки эквивалентного графика нагрузки из
выражения:
7) Определяем максимальное значение нагрузки К max эквивалентного графика нагрузки из
выражения:
) Сравним предварительное значение с исходного графика
Для аварийной перегрузки при системе охлаждения (ДЦ) и значениях , h =10 часов и по таблицам П4.2 [2] определим допустимую
аварийную перегрузку . Если , то перегрузка допустима.
Таким образом, окончательно принимаем выбранный трансформатор к установке.
Проверяем трансформатор ТРДЦН-63000/115/10,5.
1) На графике рисунок 2 проводим линию номинальной нагрузки,
на уровне 63 МВ × А .
) Пересечением этой линии с исходным графиком выделяем
участок наибольшей перегрузки продолжительностью h .
3) Оставшуюся часть исходного графика разбиваем на интервалов , и определяем значения .
) Определяем начальную нагрузку эквивалентного графика по выражению (2.5)
) Участок перегрузки на исходном графике разбиваем на p интервалов и определяем значения .
) Определяем предварительное значение нагрузки эквивалентного графика нагрузки по
выражению (2.6)
7) Определяем максимальное значение нагрузки К max эквивалентного графика нагрузки по
выражению (2.7)
) Сравним предварительное значение с исходного графика
Продолжительность перегрузки следует скорректировать по формуле
(2.8)
Для аварийной перегрузки при системе охлаждения (ДЦ) и значениях , h =8 часов и по таблицам П4.2 [2] определим допустимую
аварийную перегрузку . Если , то перегрузка допустима.
Таким образом, окончательно принимаем выбранный трансформатор к
установке.
3. Технико-экономическое расчет вариантов
1 Капиталовложения на сооружение подстанций
Суммарные капиталовложения на сооружение понижающих
подстанций определяются как
Найдем составляющую . При установке на ПС n т =2 однотипных
трансформаторов (или АТ) одинаковой мощности.
где - укрупненный показатель стоимости,
включающий помимо стоимости самого трансформатора ( ) затраты на строительную часть, монтаж,
ошиновку, шинопроводы, грозозащиту, заземление, контрольные кабели и релейную
защиту.
Для устанавливаемых трансформаторов (автотрансформаторов)
отношение принимаем 1,3.
Показатели стоимости трансформаторного оборудования 110-220 кВ и
распределительных устройств представлены в таблице 1, в соответствие [4], [5].
Для 1 варианта структурной схемы, рисунок 4:
Для 2 варианта структурной схемы, рисунок 5:
ТРДЦН-63000/115/10,5 согласно (3.2)
Второй крупной составляющей К ПС является
стоимость распределительных устройств.
где слагаемые правой части отвечают распределительным устройствам
высшего, среднего и низшего напряжения.
Для 1 варианта структурной схемы, рисунок 4:
Для 2 варианта структурной схемы, рисунок 5:
Суммарные капиталовложения на сооружение понижающих
подстанций
Для 1 варианта структурной схемы, рисунок 4 согласно (3.1)
Для 2 варианта структурной схемы, рисунок 5 согласно (3.1)
3.2 Издержки на амортизацию и обслуживание подстанций
При технико-экономическом сопоставлении вариантов подстанций
ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов сети определяют как
долю от капиталовложений, то есть
где а ПС - общие нормы отчислений от
капиталовложений для ПС, складывающиеся из норм амортизационных отчислений а ам
и отчислений на текущий ремонт и обслуживание а обсл .
Часть амортизационных отчислений используется для замены
оборудования по истечении срока службы на новое и называется отчислениями на
реновацию а рен . Вторая часть обеспечивает возможность
выполнения периодических капитальных ремонтов а к.р . Таким
образом, общая норма отчислений имеет три составляющие:
Нормы ежегодных отчислений на амортизацию и обслуживание элементов
подстанции для силового электрооборудования и коммутационной аппаратуры
подстанций при высшем напряжении 220 кВ (% /год):
Издержки на амортизацию и обслуживание подстанций.
Для 1 варианта структурной схемы, рисунок 4 согласно (3.4)
Для 2 варианта структурной схемы, рисунок 5 согласно (3.4)
.3 Определение потерь электроэнергии в трансформаторах
(автотрансформаторах)
Потери электроэнергии в трехфазных автотрансформаторах
определяются по следующим формулам:
где: k - число
параллельно включенных автотрансформаторов;
Р х ,
- потери холостого хода автотрансформатора, кВт ;
N з , N л - число рабочих суток в зимнем и летнем сезонах;
n , m -
количество ступеней в зимнем и летнем графиках;
S в , S с , S н - нагрузки обмоток ВН, СН и НН, кВ × А ;
S i , S j - нагрузка i -й, j -й ступеней соответственно зимнего и
летнего графиков нагрузки, кВ × А ;
S ном - номинальная мощность
автотрансформатора, кВ × А ;
D t i , D t j - длительность ступеней, часов ;
Р кв , Р кс , Р кн - потери КЗ в обмотках ВН, СН и НН, кВт :
где: Р к,В-Н, Р к,С-Н , Р к,В-С
- потери в обмотках трехобмоточного трансформатора полученные из опытов
короткого замыкания, с попарным участием обмоток высшего, среднего, и низшего
напряжения.
Вычислив потери КЗ в обмотках высшего, среднего, низшего
напряжений, кВт определим потери для автотрансформатора
АТДЦТН-160000-230/121/11 согласно (3.6)
Годовые потери энергии в двухобмоточном трансформаторе, работающем
по многоступенчатому графику, определяют следующим образом
где: k - число
параллельно включенных автотрансформаторов;
Р х , Р к - потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора, кВт ;
N з , N л - число рабочих суток в зимнем и летнем сезонах;
n , m -
количество ступеней в зимнем и летнем графиках;
S i , S j - нагрузка i -й, j -й ступеней соответственно зимнего и
летнего графиков нагрузки, кВ × А ;
S ном - номинальная мощность автотрансформатора,
кВ × А ;
D t i , D t j - длительность ступеней, часов ;
Определим годовые потери энергии в двухобмоточных трансформаторах
для 2 варианта структурной схемы, рисунок 5 согласно (3.10)
Определим потери для ТРДЦН-63000-115/10,5
Определяем суммарные годовые потери электроэнергии для схемы:
Определим расчетный дисконтирующий множитель за срок эксплуатации
до окончания расчетного периода:
где Е - норматив дисконтирования (приведения разновременных
затрат) E=0,1
Вычислим эквивалентный дисконтирующий множитель:
где - коэффициент отчислений на реновацию;
- общие нормы отчислений от капиталовложений;
Т э = Т р - Т с , - время эксплуатации объекта до
окончания расчетного периода, лет . ( Т с =2
года - срок строительства обоих вариантов подстанций, Т р =10
лет)
Найдем издержки на возмещение потерь электроэнергии:
где С - стоимость 1 кВт × ч электроэнергии, принимаем по данным АО «Мариэнерго» на 2006 год
равными 1,24 руб./кВт × ч ;
Для 1 варианта структурной схемы, рисунок 4
Для 2 варианта структурной схемы, рисунок 5
Для 1 варианта структурной схемы, рисунок 4
Для 2 варианта структурной схемы, рисунок 5
где =К ПС - сумарная дисконтированная стоимость сооружения объекта на момент
начала его эксплуатации, т.е. за период строительства ( t=T с ),
руб .
Оптимальному варианту электрической сети соответствует наименьшее
значение суммарных дисконтированных затрат на ее сооружение и эксплуатацию в
течение заданного расчетного периода. Как мы видим таковой у нас 1 вариант
схемы с автотрансформаторами.
.1 Выбор отходящих линий на стороне высшего напряжения
Максимальная мощность на стороне ВН: , число отходящих одноцепных линий - 2,
длина линии: 90/140 км. Выбор сечения провода производится методом
экономической плотности.
Продолжительность использования максимума нагрузки:
где и - полные мощности соответствующих ступеней по сети ВН.
Для алюминиевых проводов по таблице 4.5 [1] определяем
экономическую плотность j эк = 1А/мм 2 . Предположим,
что нагрузка распределена по линиям равномерно, тогда нормальный расчетный ток
Принимаем по таблице 1.10 [2] приближенное стандартное сечение 240
мм 2 и предварительно выбираем провод АС-240/32, допустимая
токовая нагрузка I доп =610 А .
Проверку осуществляем по допустимому току в режиме обрыва одной
цепи линии. При этом ток, протекающий по оставшейся цепи линии
Т.к. I max < I доп , то окончательно принимаем провод
АС-240/32, с сопротивлением постоянному току r 0в =0,121 Ом/км , и индуктивным сопротивлением x 0в =0,435 Ом/км .
Провода, располагаемые на открытом воздухе, по термической
стойкости не проверяются.
4.2 Выбор отходящих линий на стороне среднего напряжения
Максимальная полная мощность на стороне СН: МВ × А , три линии длиной 80/40/90 км . Выбор сечения провода
производится методом экономической плотности.
Продолжительность использования максимума нагрузки по (4.1)
Для алюминиевых проводов таблице 4.5 [1] определяем экономическую
плотность j эк = 1 А/мм 2 .
Принимаем по таблице 1.10 [2] приближенное стандартное сечение 70 мм 2
и предварительно выбираем провод АС-70/11, допустимая токовая нагрузка I доп =265 А .
Проверку осуществляем по допустимому току в режиме обрыва одной
цепи линии, при этом ток, протекающий по оставшимся цепям линии по (4.4)
Т.к. I max < I доп , то окончательно
принимаем провод АС-70/11, с сопротивлением постоянному току r 0с =0,428 Ом/км , и
индуктивным сопротивлением x 0с =0,444 Ом/км.
5. Расчет токов короткого замыкания
Коротким замыканием (КЗ) называют замыкание между фазами
(фазными проводниками электроустановки), замыкание фаз на землю (нулевой провод)
в сетях с глухо- и эффективно-заземленными нейтралями, а также витковые
замыкания в электрических машинах.
Для рассматриваемой установки составляют расчетную схему
Рисунок 6 - Расчетная схема замещения подстанции.
5.1 Определение параметров схемы замещения
За базисную мощность берём мощность системы
Базисные напряжения берём из номинального ряда
U Б1 = 230 кВ , U Б2 =115 кВ , U Б3 =10,5 кВ .
Далее расчет проводим в относительных единицах
Сопротивления обмоток трансформатора
сопротивление мало, ими можно пренебречь при дальнейших расчетах.
Сопротивление линий на стороне 220 кВ :
Сопротивление линий на стороне 110 кВ
Также в расчёте учитываем обобщенную нагрузку
Обобщенная нагрузка на стороне среднего напряжения
Обобщенная нагрузка на стороне низкого напряжения
5.2 Расчет токов короткого замыкания на шинах высшего напряжения
Рассмотрим короткое замыкание в точке К1. Для этого преобразуем
схему на рисунке 6, приведём её к более простому виду. Влияние нагрузок на
сторонах среднего и низшего напряжения не учитываем вследствие их удаленности
от КЗ в точке К-1.
Рисунок 7 - Упрощенная расчетная схема замещения подстанции,
при КЗ в точке К-1
Установим значение ударного коэффициента для КЗ в воздушных линий
напряжением 220 кВ при Т а = 0,03 (таблица
3.8 [1])
Ударный ток трехфазного КЗ для точки К-1
Так как КЗ электрически удаленное, то можно приближенно принять,
что периодическая составляющая тока КЗ не затухает то есть I по = I п t = 2,39 kA .
Значение апериодической составляющей тока КЗ в начальный момент
времени
.3 Расчет токов короткого замыкания на шинах среднего напряжения
Рассмотрим К.З в точке К-2. Для этого преобразуем схему на рисунке
6, приведём её к более простому виду. Влияние нагрузок на стороне низшего
напряжения не учитываем вследствие их удаленности от КЗ в точке К-2.
Рисунок 8 - Упрощенная расчетная схема замещения подстанции,
при КЗ в точке К-2
Рисунок 9 - Упрощенная расчетная схема замещения подстанции, при
КЗ в точке К-2
Установим значение ударного коэффициента для КЗ по сети ВН и
СН (таблица 3.8 [1]):
Ударный ток трехфазного КЗ для точки К-2, согласно (5.18)
Так как КЗ электрически удаленное, то можно приближенно принять,
что периодическая составляющая тока КЗ не затухает то есть I по = I п t =4,41 kA .
Значение апериодической составляющей тока КЗ в начальный момент
времени, согласно (5.19)
.4 Расчет токов короткого замыкания на шинах низшего напряжения
Рассмотрим К.З. в точке К-3. Для этого преобразуем схему на
рисунке 6, приведём её к более простому виду. Влияние нагрузок на стороне
среднего напряжения не учитываем вследствие их удаленности от КЗ в точке К-3.
Рисунок 10 - Упрощенная расчетная схема замещения подстанции, при
КЗ в точке К-3
Установим значение ударного коэффициента для КЗ по сети ВН и НН
(таблица 3.8 [1]):
Ударный ток трехфазного КЗ для точки К-3, согласно (5.18)
Так как КЗ электрически удаленное, то можно приближенно принять,
что периодическая составляющая тока КЗ не затухает то есть I по = I п t =36,24 kA .
Значение апериодической составляющей тока КЗ в начальный момент
времени, согласно (5.19)
6. Расчет кабельной сети нагрузки нн, линейных
реакоров
.1 Выбор сечения кабельных линий
распределительной сети 10 кВ
По суточному графику потребления мощности по сети НН (рисунок
2, а) определим время максимальных потерь Т max
Для кабелей с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами
экономическая плотность тока (3000< Т max <5000 ч.)
Расчетный ток в нормальном режиме для кабельных линий
питающих РП1 и РП2:
Рассчитаем экономическое сечение, для расчёта возьмём за расчетный
ток, ток питающий РП2:
По таблице 4.14 [3] принимаем ближайшее стандартное сечение S сеч =240 мм 2 и
предварительно принимаем кабель марки АСБ - 3240 ( I доп = 355 А ).
Обрыв КЛ2, РП1 и РП2 питаются через КЛ1, или обрыв КЛ1, тогда
РП1 и РП2 питаются через КЛ2.
Проверка кабеля по длительно допустимому току:
где k пер =1,2 - коэффициент аварийной перегрузки;
k =1 - поправочный коэффициент на
температуру окружающей среды;
k N =1 - поправочный коэффициент на число
кабелей в траншее.
Þ этот
кабель не подходит, предварительно принимаем 2 кабеля марки АСБ - 3´120 ( I доп = 240 А).
Проверка кабеля по длительно допустимому току:
Þ принимаем 2 кабеля АСБ 3х120, сопротивление кабеля r 0 =0,28 Ом/км , x 0 =0,06 Ом/км .
Расчетный ток для кабельных линий питающих РП3:
По таблице 4.14 [3] принимаем стандартное сечение S сеч =185 мм 2 и предварительно принимаем кабель марки
АСБ - 3´185 ( I доп = 310 А ).
обрыв КЛ3, РП3 питается через КЛ4, или обрыв КЛ4, тогда РП3
питается через КЛ3.
Проверка кабеля по длительно допустимому току согласно (6.6)
Þ принимаем кабель марки АСБ - 3185 сопротивление кабеля r 0 =0,18 Ом/км , x 0 =0,06 Ом/км.
Определение тока термической стойкости кабеля:
где Т а = 0,23 (ветви защищенные реактором с I ном = 1000 А и выше, с таблицы 3.8
[1]);
С -
коэффициент термической стойкости по таблице 3.14 [1] (для кабелей с бумажной
изоляцией и АС жилами равен 90 А с -1/2 /мм 2) ;
t отк - время отключения К.З. релейной защитой.
где t р.з . - время срабатывания релейной защиты ( t р.з. = 0,3 с .);
t о.в. - время отключения выключателя (для
выключателя ВВЭ-10 ( t о.в. = 0,075 с .));
Для АСБ - 3´120 ток
термической стойкости
Для АСБ - 3´185 ток
термической стойкости
Требуется установка реакторов, так как токи К.З. больше тока
термической стойкости: I П0.К3
=36,24 кА .
Выбор реакторов для кабельных линий питающих РП1 и РП2
Нагрузка, приходящаяся на каждую ветвь сдвоенного реактора
для РП1 и РП2 не превысит значения:
(При обрыве КЛ1 или КЛ2 и соответственно питания РП2 или РП1 от
одной кабельной линии, оставшейся в работе).
С учетом того, что линии распределены на две ветви реактора
предварительно выбираем реактор РБСДГ-10-2Х2500-0,35 по таблице 23.21 [6].
Определяем требуемое сопротивление цепи:
Результирующее сопротивление цепи до реактора:
Выбираем по таблице 23.21 [6] реактор РБСГ-10-2х2500-0,35, с
номинальными параметрами:
сопротивление реактора x р =0,35 Ом ;
ток динамической стойкости i дин =60 кА ;
время термической стойкости t т =8 с .
Вычисляем значение результирующего сопротивления цепи КЗ с учетом
реактора:
Значение периодической составляющей тока КЗ на шинах РП:
Проверка по электродинамической стойкости.
где к у = 1,956 - ударный коэффициент
(ветви защищенные реактором с I ном = 1000 А и выше по таблице 3.8
[1]);
Реактор соответствует электродинамической стойкости, если
выполняется условие
где - импульс квадратичного тока при КЗ за
реактором, гарантированный заводом изготовителем;
где - расчетный импульс квадратичного тока при
КЗ за реактором;
Реактор соответствует термической стойкости, если выполняется
условие
Остаточное напряжение на шинах ГРУ при КЗ за реактором:
Значение по условиям работы потребителей должно
быть не менее 65-70%.
Потери напряжения при протекании максимального тока в нормальном
режиме работы:
Таким образом, принимаем выбранный реактор к установке.
7. Выбор схемы и трансформатора собственных нужд
На двух трансформаторных подстанциях устанавливаются два
трансформатора собственных нужд, которые присоединяются к сборным шинам 10кВ.
Приемниками энергии собственных нужд (с.н.) являются: электродвигатели системы
охлаждения трансформаторов; устройства обогрева масленых выключателей и шкафов
с установленными в них электрическими аппаратами и приборами; электрическое
отопление и освещение; система пожаротушения. Для электроснабжения системы с.н.
подстанций предусматривают понижающие трансформаторы с вторичным напряжением
380/220 В. Трансформаторы с.н. могут быть присоединены к сборным шинам РУ 10кВ.
Но такая схема обладает недостатком, нарушение электроснабжения системы с.н.
при повреждении в РУ.
Выбор трансформатора собственных нужд.
Принимаем по таблице 27.11 [3] два трансформатора ТСЗ-250/10 U нн =0,4 кВ , u k =5.5% I х = 3,5%.
Рисунок 11 - Схема питания собственных нужд подстанций.
8. Выбор схемы распределительных устройств
8.1 Выбор распределительного устройства на
стороне высшего напряжения
Для крупных ПС 220 кВ со значительной мощностью двух
трансформаторов или автотрансформаторов, питающихся по двум линиям,
рекомендуется применение схемы четырехугольника, обеспечивающей высокую
надежность электроснабжения потребителей. Достоинствами такой схемы является
возможность проведения ревизии любого выключателя без нарушения
работоспособности всей схемы, а также использование разъединителя только для
ремонтных работ. К недостаткам данной схемы можно отнести снижение надёжности
при разомкнутом кольце и повышенные требования к подключаемым в эту схему
трансформаторам тока, выключателям и разъединителям кольца.
Рисунок 12 - Схема распределительного устройства ВН
8.2
Выбор распределительного устройства на стороне среднего напряжения
Для РУ 110 кВ принимается схема с двумя рабочими и обходной
системой шин с одним выключателем на цепь. Обе системы сборных шин находятся
под напряжением. Эта схема надежна, т.к. при К.З на шинах отключаются
шиносоединительный выключатель, и только половина присоединений. Схема имеет
высокую ремонтопригодность, дает возможность ревизии любой системы сборных шин
и любого выключателя без перерыва работы присоединений.
Рисунок 12 - Схема распределительного устройства СН
8.3 Выбор распределительных устройств на стороне
низшего напряжения
На низшем напряжении подстанций 10 кВ применяется схема с
одной системой сборных шин секционированных выключателями. При этом РП1 и РП2
питаются от различных секций, а питание РПЗ осуществляется по двум кабельным
линиям, которые также присоединены к разным секциям. Достоинствами схемы
являются простота, наглядность, экономичность, достаточно высокая надежность.
Однако схема обладает и рядом недостатков. При повреждении и последующем
ремонте одной секции ответственные потребители, нормально питающиеся с обеих
секций, остаются без резерва, а потребители, не резервированные по сети,
отключаются на все время ремонта. В этом же режиме источник питания,
подключенный к ремонтируемой секции, отключается на все время ремонта.
.
Выбор проводников и аппаратов
Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для
включения и отключения тока. Выключатель является основным аппаратом в
электроустановках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах:
длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная
работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ
и включение на существующее короткое замыкание.
В распределительных устройствах 35 кВ и выше применяем
элегазовые выключатели, т.к. они обладают рядом преимуществ: пожаро- и
взрывобезопасность, минимальное обслуживание, снижение нагрузки на фундамент,
сокращение времени установки, отсутствие элементов требующих ручной смазки,
отключение с высокой скоростью, надежная коммутация кондесаторных батарей и
реакторов, высокая сейсмостойкость, работоспособность при температуре окружающей
среды до - 55 º С , малый износ дугогасящих
контактов.
Все выключатели характеризуются номинальным напряжением ( U ном ) и номинальным рабочим
током ( I ном ), которые они выдерживают длительное время. Поэтому при
выборе аппарата необходимо соблюдать условия:
U ном.а. ³ U ном.с. , (9.1)
где: U ном.а . - номинальное
напряжение, кВ ;
U ном.с . - номинальное напряжение
сети, кВ ;
I раб.макс . - наибольший ток
утяжеленного режима цепи в которой
устанавливается данный выключатель, кА ;
I ном.а . - номинальный ток
аппарата, кА .
Выключатели по номинальному напряжению и номинальному току,
подлежат проверкам:
В первую очередь производится проверка на симметричный ток
отключения по условию
где I ном.откл номинальный ток отключения, кА .
Затем проверяется возможность отключения апериодической
составляющей тока КЗ:
где - апериодическое составляющая тока КЗ в
момент расхождения контактов τ , кА ;
- номинальный допустимое значение апериодической составляющей в
отключаемом токе для времени τ , кА ;
- нормированное значение содержания апериодической составляющей в
отключаемом токе (справочные данные);
где τ -
наименьшее врем
1.2 Предварительный
выбор мощности трансформатора (автотрансфрматора) Курсовая работа (т). Физика.
Реферат: Экономическая эффективность использования трудовых ресурсов
Дипломная работа по теме Фирменный стиль предприятия ООО 'Издательство 'Норма'
Реферат Метаболизм Клетки
Курсовая работа по теме Проектирование спортивного центра
Реферат: Проблема создания высококачественных товаров
Пушкин В Современном Мире Сочинение
Курсовая работа по теме Сертификаты о происхождении товара их виды и условия использования в таможенной практике
Лабораторная Работа Строение Одноклеточных Животных
Реферат: Актуальные проблемы банковского управления в современной России
Составить Сочинение Про Твои Впечатления По Дубровскому
Курсовая работа по теме Работа психолога в возрастно-психологическом консультировании по проблеме соперничества детей в семье
Дипломная работа по теме Основные направления повышения экономической эффективности УП "МЗОР"
Реферат: Pro Football In Ottawa Profit Or Loss
Реферат На Тему Аренда Основных Производственных Фондов
Финансовое Состояние Предприятия Курсовая
Реферат: В Павловском парке
Реферат по теме Предприятия с иностранными инвестициями
Книга: Перевозка природного газа морем
Дипломная работа по теме Юридическая природа залога и отдельных его разновидностей
Блюда Из Птицы Реферат
Реферат: Анализ организационно-экономической деятельности общего образования в Агинском Бурятском автономном округе
Похожие работы на - Дееспособность граждан и её виды
Курсовая работа: Товарное выращивание осетра