Система электроснабжения сельскохозяйственного района Нечерноземной зоны - Физика и энергетика дипломная работа

Главная

Физика и энергетика
Система электроснабжения сельскохозяйственного района Нечерноземной зоны

Характеристика сельскохозяйственного района Нечерноземной зоны как объекта электроснабжения. Расчет силовых нагрузок. Выбор типа и мощности трансформаторов подстанции, схема установки. Расчет токов короткого замыкания, выбор коммутационной аппаратуры.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
7.4 Выбор ограничителей перенапряжения
11.2 Расчет эффективности инвестиционных вложений в объект проектирования
В настоящее время в связи с ростом электрических нагрузок в производственном и в бытовом секторах возникает необходимость строительства новых подстанций и реконструкции старых.
Основой системы ЭС являются электрические сети напряжением 0.38- 110 кВ, от которых снабжаются электроэнергией потребители, включая коммунально-бытовые, промышленные предприятия, объекты мелиорации и водного хозяйства, а также предприятия и организации, предназначенные для бытового и культурного обслуживания населения.
Трансформаторные подстанции, применяемые для электроснабжения сельских районов, имеют один или два трансформатора 110/10 кВ-2500-10000 кВ•А. Место размещение подстанции выбирается вблизи центра электрических нагрузок, автомобильных дорог и железнодорожных станций. Подстанция (далее ПС) должна располагаться, как правило, на непригодных для сельскохозяйственного использования земель; на незаселенной или занятой кустарниками территории; по возможности вне зон интенсивных природных и промышленных загрязнений. Важным требованием при размещении ПС является обеспечение удобных заходов ВЛ.
Рациональное проектирование сетевых ПС всех типов и категорий и, в частности, рациональное и экономичное построение главных электрических схем, выбор параметров оборудования и аппаратуры, а также оптимальная их расстановка представляет собой сложную и ответственную задачу.
1. Краткая характеристика района и объекта проектирования
Основными потребителями электроэнергии являются объекты сельскохозяйственного типа: соответствующие населенные пункты (сельские поселения, деревни) и сельскохозяйственные предприятия, специализирующиеся на молочно-мясном животноводстве. Основная масса потребителей III категории надежности, но также присутствуют и потребители II категории, потребители I категории отсутствуют.
Присоединение подстанции к системе - двумя независимыми ВЛ-110 кВ, тип подстанции - проходная.
Резервное питание части потребителей II и III категории при выходе из строя ВЛ-110 кВ можно осуществить по стороне 10-кВ, по ВЛ, соединенным с подстанцией соседнего района.
Согласно метеорологическим данным и расчетам район климатических условий принят по гололеду 2 (расчетная толщина стенки гололедного отложения 10 мм), по ветру 1 (расчетная скорость ветра 22 м/сек).
Максимальная толщина стенки гололеда 15 мм;
Расчетный скоростной напор ветра на высоте до 15 м, даН/м 2 :
Нормативная глубина промерзания грунта по площадке ПС - 165 см.
Грунтовые воды по площадке ПС встречены на глубине 0,7-1 м.
Район строительства по пляске проводов 1 (с редкой пляской проводов).
средняя наиболее холодной пятидневки -33.
Расчёт производится по дневному и вечернему максимуму.
Коэффициент одновременности применяется при суммировании нагрузок потребителей, отличающихся друг от друга не более чем в 4 раза:
где , - коэффициент участия потребителей в дневном и вечернем максимуме (табл. 2 [2]);
kо - коэффициент одновременности (таблица 3 [2]);
Pд.i, Pв.i - соответственно дневной и вечерний максимум нагрузки
Общую нагрузку группы потребителей, в которой мощности отдельных потребителей отличаются в 4 раза и более или имеют различный режим работы, определяют путем прибавления к наибольшей нагрузке P нб долей меньших нагрузок ДPi:
Расчет нагрузки сети 0,38 кВ рассмотрим на примере п. Протасово.
В данном населенном пункте имеют место: школа, детские ясли, магазин, больница, дом культуры, хлебопекарня, котельная; жилой фонд состоит из частных домов.
Спецификация и характеристика электропотребителей рассматриваемого населенного пункта приведена в таблице 2.1.1.
Расчетную нагрузку на вводах производственных и общественных потребителей принимаем по таблице П1.1 [1].
Электропотребители рассматриваемого населенного пункта
Наименование потребителей и их характеристика
Общеобразовательная школа на 320 учащихся
Разделяем всех потребителей населенного пункта на три группы: бытовая, общественно-коммунальная и производственная.
Состав группы: жилые дома. Подставляя числовые значения в (2.1) и (2.2), получаем:
Группа 2 - общественно-коммунальная.
Состав группы: магазин, дом культуры, школа, детские ясли, больница, администрация. Так как мощности отдельных потребителей отличаются более чем в 4 раза, используем табличный метод расчета. Подставляя численные значения в (2.3), получаем:
Состав группы: хлебопекарня и котельная. Суммируем нагрузки с учетом коэффициента одновременности. Подставляя численные значения в (2.1) и (2.2), получаем:
Суммируя расчетную нагрузку всех трех групп согласно выражению (2.3), получаем расчетную нагрузку на шинах ТП без учета наружного освещения:
Расчетная мощность ТП определяется по вечернему максимуму нагрузки, так как он больший. Рассчитаем нагрузку уличного освещения.
Расчетная нагрузка уличного освещения определяется по следующей формуле:
где Pул.осв. - нагрузка уличного освещения, Вт;
Руд.ул. - удельная нагрузка уличного освещения, Вт/м, для поселковых улиц с простейшим типом покрытий и шириной проезжей части 5-7 м (Руд.ул. = 5,5 Вт/м) [2];
lул. - общая длина улиц, м, (принимаем lул. = 840 м).
Подставляя числовые значения, получаем:
Расчетная нагрузка ТП с учетом наружного освещения составит:
Полная расчетная мощность ТП со смешанной нагрузкой равна:
где . - средневзвешенный коэффициент мощности.
Принимаем - для смешанной нагрузки.
Тогда полная расчетная мощность ТП равна:
Принимаем трансформатор типа 2хТМГ-100/10/0,4 кВ. Применяем КТП киоскового типа с воздушным вводом.
Расчетная мощность остальных ТП 10/0,4 кВ определяется аналогично и представлена в приложении 1.
Расчетная нагрузка остальных потребителей представлена в таблице 2.1.2
Суммарная нагрузка на шинах 10 кВ: кВт.
2.2 Построение графиков нагрузок районной подстанции.
Используя типовые графики нагрузок из [3] и приняв P p . за 100% типового графика, строим суточные графики нагрузок для зимнего и летнего периодов и годовой график нагрузки.
Значение для каждой ступени мощности суточного графика нагрузок находим из выражения:
где - ордината соответствующей ступени типового графика, %.
Результаты расчета представлены в таблице 2.2.1 для летнего и зимнего суточных графиков соответственно.
Результаты расчета нагрузок для суточных графиков
По данным таблицы 2. построены суточные графики нагрузок для летнего и зимнего периода (рисунок 2.1) и (рисунок 2.2).
Рисунок 2.1 - Суточный график нагрузок для летнего периода
Рисунок 2.2 - Суточный график нагрузок для зимнего периода
Построение годового графика продолжительности нагрузок производится на основании суточного графика. Если предположить, что сельские потребители в среднем в течение года работают 200 дней по зимнему графику и 165 дней по летнему, то продолжительность действия нагрузок определяется по формуле [4]:
где и - продолжительность действия нагрузки i-ой ступени для летнего и зимнего графиков соответственно.
Результаты расчётов сведены в таблице 2.2.2.
Результаты расчетов продолжительности действий нагрузки i-ой ступени для летнего и зимнего графиков соответственно
Продолжительность действия нагрузки t i , ч
Годовой график нагрузки представлен на рисунке 2.3.
Рисунок 2.3 - Годовой график нагрузки
2.3 Расчёт основных технико-экономических показателей на основании графиков нагрузок
Потребляемая электроэнергия за год:
где P i - мощность i-ой ступени графика, МВт;
t i - продолжительность ступени, ч.
= 7,77·365+7,39·1790+7·1495+6,61·1165+5,83·530+5,44·765+5·365+
+4,66·1130+6,22·495+4,27·165+3,88·495 = 54276,15 (МВт·ч).
Средняя нагрузка подстанции за год:
Продолжительность использования максимальной нагрузки:
2.3 Определение расчётной мощности подстанции
При определении расчетной мощности подстанции следует учесть мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН), которые обычно присоединяются к сборным шинам НН, а также коэффициент перспективы роста нагрузок на 5-10 лет (К 10 = 1,25). Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается в пределах 0,5% от мощности ПС. Расчетную мощность подстанции определим по формуле:
S расч.п/с = (S расч +0,005S расч. )К 10, (2.11)
где S расч. = Р р У /cos - расчетная мощность нагрузки подстанции, кВА.
Подставляя численные значения в (2.11), получаем:
S расч.п/с = ((7779/0,83)+0,005(7779/0,83)) 1,25 = 11761,8 (кВ•А).
3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов 110/10 кВ
Среди потребителей присутствуют электроприемники 1 и 2 категории надежности. Согласно ПУЭ, электроприёмники первой категории должны иметь электроснабжение от двух независимых взаиморезервируемых источников питания, поэтому выбираем к установке два трансформатора.
Для двухтрансформаторной подстанции рекомендуется установка трансформаторов одинаковой мощности; мощность трансформаторов определяется исходя из расчетной мощности подстанции и коэффициента загрузки:
К З - коэффициент загрузки (К З = 0,7).
Рассмотрим несколько возможных к установке вариантов трансформаторов:
Коэффициент загрузки трансформаторов в часы максимума нагрузки определим по формуле:
Подставляя численные значения в (3.2) получаем = 0,93, = 0,58,
Для всех рассматриваемых вариантов систематическая перегрузка при нормальном режиме работы отсутствует.
Проверим трансформаторы на возможность работы в аварийном режиме.
Допустимый коэффициент аварийной перегрузки находим по [5] исходя от h = 24 ч при средней температуре охлаждающей среды за время действия графика охл = -10,80 0 С: для варианта 1 - К ав.доп. = 1,5; для вариантов 2,3 - К ав.доп. = 1,5.
Коэффициенты аварийной перегрузки определяются по формуле:
Подставляя численные значения в (3.3) получаем следующие соотношения расчетных и допустимых коэффицентов аварийной перегрузки для рассматриваемых вариантов:
Вариант 1 по условию аварийной перегрузки не проходит.
Выполним технико-экономическое сравнение вариантов 2 и 3.
Технико-экономического сравнение вариантов производится по приведённым затратам. Приведённые затраты определяем по формуле
З У = (Е+Н а )?К+И Д W +И ОБСЛ. , тыс.руб./год, (3.4)
где Е - нормативный коэффициент экономической эффективности (Е = 0,160), год;
К - полные капитальные затраты с учетом стоимости оборудования и монтажных работ, тыс. руб.;
И Д W - стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб./год;
Н а - норма амортизационных отчислений (Н а = 0,035), год;
И ОБСЛ. - затраты на обслуживание тыс. руб.
Капитальные затраты рассчитываем по формуле:
К = Ц о ( 1 + у т + у с + у м ), тыс.руб., (3.5)
где Ц о - оптовая цена оборудования, тыс. руб;
у т - коэффициент, учитывающий транспортно - заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования;
у с - коэффициент, учитывающий затраты на строительные работы (у с = 0,020);
у м - коэффициент, учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования, у м = 0,100.
По (3.5) определяем капитальные затраты для варианта 2:
К (2) = 10000,000 (1 + 0,005+0,020+0,100) = 11250,000 (тыс. руб.).
Потери в трансформаторах, при раздельной работе, рассчитываем по формуле:
И Д W .тр. = С 0 ?(N тр ??Р хх ?Т г + к з 2 ??Р кз ?ф n • N тр ), тыс. руб./год, (3.6)
где Т г - годовое время работы трансформатора в зависимости от мощности, ч;
С 0 - стоимость электроэнергии, кВтч (тариф на электроэнергию для населения Вологодской области, проживающего в сельских населенных пунктах С 0 = 2,68 руб./кВтч);
N тр - количество трансформаторов, шт.;
?P ХХ - потери активной мощности в трансформаторе в режиме холостого хода, кВт;
?P КЗ - потери активной мощности в трансформаторе в режиме короткого замыкания, кВт;
По (3.6) определяем потери в трансформаторе для варианта 2:
И Д W тр.(2) = 2,850 (2?18,000?8760 + 0,490 2 ?60?5840,049•2) =
Затраты на обслуживание и ремонт рассчитываем по формуле:
И обсл = (Н обсл + Н рем )•К н , тыс. руб/год, (3.8)
где К н - капитальные вложения в новое оборудование, тыс. руб;
Н обсл , Н рем - нормы отчислений на ремонт и обслуживание, %
По (3.8) определяем затраты на обслуживание и ремонт для варианта 2:
И обсл(2) = (0,010 +0,029)• 11250,000 = 438,750 тыс. руб./год.
По (3.4) определяем приведенные затраты для варианта 2:
З У(2) = (0,035+0,160)• 11250+1378,327+438,750 = 4010,827, тыс. руб./год.
Для варианта 3 расчет ведется аналогично. Результаты расчета сведены в таблицу 3.1.
Технико-экономическое сравнение вариантов КТП
Затраты на вариант 3 больше, кроме того он характеризуется слишком низким коэффициентом загрузки в нормальном режиме работы (К З = 0,31).
Таким образом, окончательно к установке принимаем 2-й вариант: 2х ТДН-1000/110/10.
Для воздушных линий сельскохозяйственных потребителей выбор проводов осуществляется по следующим условиям:
2) по экономической плотности тока:
где J эк = 1,1 - экономическая плотность тока для сельскохозяйственных потребителей, согласно [1].
Выбранный провод должен проверяться на допустимые потери напряжения:
R o , X o - активное удельное и реактивное сопротивление проводника, Ом.
ц линии = arctg (Q линии /P линии ) (4.4)
4.1 Расчет нагрузок на магистралях линий
Расчет нагрузок для участков линий проведен в разделе 2. Результаты расчетов приводятся в приложении А. В качестве примера рассматриваем ВЛ - 10 кВ «Подол», для этой ВЛ результаты расчетов нагрузок по участкам сведены в таблицу 4.1.1. Схема ВЛ приведена на рисунке 4.1.
Рисунок 4.1 - Схема ВЛ - 10 кВ «Подол» с нагрузками
В соответствие с рисунком 4.1 рассчитываются токи и нагрузки на магистрали и отпайках линии. Суммирование мощностей производим с учетом коэффициента одновременности. Результаты расчетов сведены в таблицу 4.1.2.
Расчет токов и нагрузок отпаек и магистрали
У(S1.8, S1.7, S1.6, S1.5, S1.4) = 459
У(S1.8, S1.7, S1.6, S1.5, S1.4, S1.3) = 638
У(S1.8, S1.7, S1.6, S1.5, S1.4, S1.3, S1.2) = 800
У(S1.8, S1.7, S1.6, S1.5, S1.4, S1.3, S1.2, S1.1) = 855
4.2 Выбор сечения проводов на участках линий и определение потерь напряжения
Сечение проводов в сельских воздушных линиях напряжением 10кВ выбираются в соответствии с рекомендацией ПУЭ о выполнении магистрали ВЛ проводами неизменного сечения и не менее 50 мм2.
Принимается к выполнению магистраль воздушной линии 10кВ проводом СИП-3 сечением не менее 50 мм 2 , а отпайки проводом СИП-3 сечением не менее 35 мм 2 .
Определяются потери напряжения на участках линии 10кВ.
Для самонесущих изолированных проводов типа СИП реактивное сопротивление не нормируется. Поэтому потери напряжения рассчитываются без учета реактивной составляющей.
В качестве примера рассмотрим определение потерь напряжения для участка линии 8-7 (к ТП 1.8 «Подол»). Участок выполнен проводом СИП-3 сечением 35 мм 2 , которому соответствует:
S 7-8 = 104 кВА, Р 7-8 = 86,3 кВт, Q 7-8 = 70,2 квар;
Выбираем сечение участка линии F уч.р 35 мм 2 .
Выбор сечения и определение потерь напряжения на других участках линии выполняется аналогично, результаты расчетов сведены в таблицу 4.2.1
Расчет по остальным линиям 10 кВ аналогичен расчету ВЛ-10 кВ «Подол», результаты расчета сведены в таблицу 4.2.2.
ВЛ 10 кВ выполняем на деревянных опорах. Линейная арматура производства ЗАО «МЗВА», штыревые изоляторы фарфоровые, подвесные - стеклянные.
5. Выбор и сравнение вариантов схем ОРУ ВН
При выборе главной схемы подстанции необходимо учитывать несколько основных факторов:
- коммутация высоковольтных линий, трансформаторов и компенсирующих устройств с учетом перспективы развития ПС;
- возможность и безопасность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения присоединений или с отключением присоединений при соответствующем обосновании и согласовании;
- наглядность, удобство эксплуатации, компактность и экономичность;
В соответствии с задачами электроснабжения разрабатываемая подстанция является проходной. Подстанция имеет два трансформатора и две отходящие ВЛ 110 кВ. Для ПС 35, 110 и 220 кВ на стороне ВН при четырех присоединениях (2ВЛ+2Т) и необходимости осуществления секционирования сети применяются мостиковые схемы
Для проходных двухтрансформаторных ПС с двухсторонним питанием при необходимости сохранения в работе двух трансформаторов при КЗ (повреждении) на ВЛ в нормальном режиме работы ПС рекомендуется применить схему мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий (рисунок 5.1). При необходимости сохранения транзита при КЗ (повреждении) в трансформаторе рекомендуется применить схему мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов (рисунок 5.2.)
Принимая во внимание тот факт, что КЗ на воздушных линиях происходят реже, чем в трансформаторах, принимаем схему ОРУ - мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий.
Рисунок 5.1 - Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий
Рисунок 5.2 - Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов
На стороне 10 кВ применяется комплектное распределительное устройство на базе ячеек К-59 по схеме с одной секционированной системой шин.
6. Расчет токов короткого замыкания
Расчёт токов короткого замыкания проводится для выбора и проверки параметров основного силового оборудования, а также для выбора уставок необходимых средств релейной защиты и автоматики.
В соответствии с [7] введём ряд допущений, упрощающих расчёт и не вносящих в него существенных погрешностей:
- пренебрежение активными сопротивлениями при X / R > 3;
- симметричность всех элементов за исключением мест короткого замыкания;
- токи намагничивания трансформаторов не учитываются.
Погрешность расчётов при данных допущениях не превышает 2-5% .
Рисунок 6.1 - Расчетная схема с обозначением ступеней напряжения
Под расчетной схемой установки понимают упрощенную однолинейную схему электроустановки с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на расчет токов КЗ. Расчетная схема с обозначением ступеней напряжения представлена на рисунке 6.1.
6.2 Составление схемы замещения и определение ее параметров
Схема замещения для нормального режима работы представлена на рисунке 6.2. Расчет проводится в относительных единицах.
Рисунок 6.2 - Схема замещения для нормального режима работы
За базисную мощность принимаем мощность трансформатора:
Определим базисные напряжения и токи ступеней напряжений:
Мощность трехфазного короткого замыкания:
где I кзВН - ток короткого замыкания на шинах высокого напряжения, кА.
Сопротивления линий электропередач:
Значения сопротивлений всех других линий определяются аналогично и приведены в таблице 6.1.
Активное сопротивление трансформаторов во много раз меньше индуктивного, поэтому в расчете не учитываем активное сопротивление обмоток трансформатора.
6.3 Расчет токов короткого замыкания
Расчет проводится для следующих возможных режимов работы сети:
Нормальный режим работы (максимальный), когда по стороне 110 кВ осуществляется транзит мощности (Q1 включен), трансформаторы на раздельной работе по стороне 10 кВ.
Минимальный, когда линия W1 отключена (W1, так как режим минимума подразумевает питание подстанции от энергосистемы с меньшим значением S k (3) , т.е. в данном случае С1), трансформаторы на раздельной работе по стороне 10 кВ.
Ток трехфазного короткого замыкания:
где - полное суммарное эквивалентное сопротивление от источника питания до расчётной точки КЗ.
Установившееся значение тока при двухфазном КЗ определяется по значению тока трёхфазного КЗ:
Ударный коэффициент определяется по формуле:
где - расчётная постоянная времени, учитывающая затухание амплитуды периодической составляющей тока КЗ.
Постоянная времени определяется из выражения:
где и - суммарные сопротивления схемы замещения, в которую все элементы введены соответственно только индуктивными и только активными сопротивлениями.
Расчёт токов КЗ производим без учёта подпитки со стороны нагрузки.
В качестве примера рассмотрен расчет токов КЗ в точке К1.
Преобразуем схему замещения к простейшему виду. Простейшей называется схема, в которой каждый источник э.д.с. связан с местом повреждения через одно сопротивление.
Изначально схема замещения для расчета точки К1 имеет вид, представленный на рисунке 6.3.
Рисунок 6.3 - Начальная схема замещения для расчета точки К1
Сложим сопротивления последовательно соединенных ветвей 0 - 1 и 1 - 2, 2 - 3 и 3 - 0:
Полученная в результате такого преобразования схема является простейшей и представлена на рисунке 6.4.
Рисунок 6.4 - Начальная схема замещения для расчета точки К1
Находим ток трехфазного короткого замыкания в точке К1:
Суммарный ударный ток трехфазного к. з. для точки К1:
Расчеты для других точек проводятся аналогично. Результаты расчетов представлены в таблице 6.2.
Результаты расчета токов короткого замыкания
6.4 Расчет токов замыкания на землю
Расчет токов замыкания на землю в сетях, работающих с изолированной нейтралью, производится с целью определения необходимости компенсации емкостных токов, путем установки заземляющих дугогасящих реакторов. Согласно ПУЭ, компенсация предусматривается в нормальном режиме в сетях 3-20 кВ, имеющих железобетонные опоры на воздушных линиях, и во всех сетях 35 кВ, при емкостном токе более 10 А.
Ток однофазного замыкания на землю в соответствии с [8], с точностью для практических расчетов, в том числе, для решения вопроса о необходимости компенсации емкостного тока замыкания на землю, рассчитываем по формуле:
I з (1) = 3 • U ф ? щ ? С уд • L, А, (6.10)
где U ф - напряжение фазы сети, кВ;
щ - угловая частота напряжения сети, с -1 ;
С уд - емкость 1 км фазы сети относительно земли, мкФ/км;
Но с точностью для практических расчетов, в том числе, для решения вопроса о необходимости компенсации емкостного тока замыкания на землю, расчет производим по формуле:
где U ном - номинальное напряжение сети, кВ;
L в - общая протяженность воздушных линий сети, км;
L к - общая протяженность кабельных линий , км.
В данном случае, раздельная работа силовых трансформаторов (секционные выключатели отключены) является нормальным режимом.
Определим ток однофазного замыкания на землю для ля отходящих линий 10 кВ:
Согласно [4], компенсация емкостного тока замыкания на землю должна применяться при значениях этого тока в нормальных режимах:
в сетях напряжением 3-20 кВ, имеющих железобетонные и металлические опоры на воздушных линиях электропередачи, и во всех сетях напряжением 35 кВ - более 10 А. В нашем случае компенсация не требуется.
7. Выбор и проверка оборудования на пс к воздействию токов кз
7.1 Выбор и проверка выключателей и разъединителей
Выключатели и разъединители выбираются по следующим условиям:
где ток короткого трёхфазного замыкания в максимальном
где ток динамической стойкости выключателя или разъединителя;
сквозной предельный ток выключателя или разъединителя;
ударный ток короткого замыкания (из таблицы 6.2).
где номинальный ток термической стойкости выключателя;
номинальное время термической стойкости (3-4 сек.);
тепловой импульс тока короткого замыкания.
где полное время срабатывания выключателя, с;
время срабатывания релейной защиты, с;
собственное время отключения выключателя, с.
7.1.1 Выбор выключателей и разъединителей на стороне 110 кВ
Рассчитываем максимальный рабочий ток:
где S р.п/ст - максимальная расчётная мощность подстанции.
Следует отметить, что так как подстанция проходного типа, максимальный рабочий ток, проходящий через секционный выключатель, зависит не только от максимальной расчетной мощности подстанции, но и параметров транзитного режима. Исходя из этого, максимальный рабочий ток через секционный выключатель принимается = 300 А.
Согласно напряжению электроустановки и максимального рабочего тока, предварительно выбираем выключатель ВГТ-110-II*-40/2000УХЛ1.
Проверим выключатель по отключающей способности и на электродинамическую стойкость.
Согласно таблице 6.2, значения периодической составляющей тока КЗ и ударного тока КЗ в месте установки выключателя имеют значения и соответственно. Проверяем выполнение условий для выбранного выключателя:
Проверяем выключатель по термической стойкости.
По (7.1) рассчитываем тепловой импульс тока короткого замыкания:
То есть, условие термической стойкости выполняется:
Таким образом, выключатель ВГТ-110-II-40/200УХЛ1 удовлетворяет всем условиям выбора и окончательно принимается к установке.
Выбираем разъединители РДЗ-110, с моторными приводами типа ПРГ-2БУХЛ1. Для трансформаторных выбираем разъединители с одним комплектом заземляющих ножей; для линейных разъединителей, разъединителей ремонтной перемычки и разъединителей шинных I и IIс.ш. - с двумя комплектами заземляющих ножей.
Проверка разъединителей проводится аналогично проверке выключателей. Выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям.
Технические данные выключателей и разъединителей 110 кВ приведены в приложении 3.
7.1.2 Выбор выключателей на стороне 10 кВ
Согласно напряжению электроустановки и рассчитанного максимального рабочего тока, предварительно выбираем выключатель BB/TEL -10-12.5/1000-У2.
Проверим выключатель по отключающей способности и на электродинамическую стойкость.
Согласно таблице 6.2, значения периодической составляющей тока КЗ и ударного тока КЗ в месте установки выключателя имеют значения и соответственно. Проверяем выполнение условий для выбранного выключателя:
Проверяем выключатель по термической стойкости.
По (7.1) рассчитываем тепловой импульс тока короткого замыкания:
То есть, условие термической стойкости выполняется:
Таким образом, выключатель BB/TEL-10-12.5/1000-У2 удовлетворяет всем условиям выбора и окончательно принимается к установке.
Выбор линейных выключателей осуществляется по наиболее нагруженной линии. Принимается к установке выключатель BB/TEL-10-12.5/1000-У2. Выключатель удовлетворяет всем условиям проверки.
Технические данные выбранных выключателей по стороне 10 кВ приведены в приложении 3.
50, 80, 100, 150, 200, 300, 400, 600
5, 10, 15, 20, 30, 40, 50, 75, 80, 100, 150, 200, 300, 400, 500, 600, 750, 800, 1000, 1200, 1500, 2000
Класс точности вторичной обмотки для измерений вторичной обмотки для защиты
Параметры ТТ на отходящих линиях 10 кВ
7.3 Выбор трансформаторов напряжения
Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартной величины и для отделения цепей измерительных приборов и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.
Условием выбора трансформатора напряжения является принимаем к установке на шинах 110 кВ НКФ-110-У1, на шинах 10 кВ НАМИ-10-У3. Технические данные выбранных трансформаторов приведены в таблице 7.3 и 7.4
силовой трансформатор подстанция мощность ток
Номинальные мощности, В·А в классах точности
НКФ-110-94 У1НКФ-110-94 Т1НКФ-110-94 ХЛ1
Номинальное напряжение обмоток, В:- первичной- вторичной- дополнительной вторичной
Номинальная мощность, ВА:- основных вторичных обмоток- дополнительных вторичных обмоток
Основная погрешность- по напряжению- по углу
7.4 Выбор ограничителей перенапряжения
Защиту от перенапряжений изоляции трансформаторов и аппаратуры выше 1кВ подстанции выполняем ограничителями перенапряжения. ОПН устанавливаются на каждую сторону 110 и 10кВ, а также в нейтрали силовых трансформаторов.
Главным обстоятельством, определяющим безаварийную работу ограничителей, является длительное допустимое рабочее напряжение на аппарате U нр . Напряжение на подстанциях в нормальном режиме должно быть не более для сетей 110 кВ и не более для сетей 10 кВ.
Следующим из основных параметров, определяющих электрические характеристики нелинейных ограничителей перенапряжений, является величина импульсного тока, допустимого через варисторы упомянутых защитных аппаратов.
На вводах высшего напряжения и в нейтрали силовых трансформаторов устанавливаются ОПН/TEL 110-УХЛ1, производства Таврида-электрик.
В ячейках 10 кВ предусматривается установка ОПН/TEL, производства Таврида-электрик.
Технические параметры выбранных ОПН представлены в приложении 4.
Шины всех РУ выполняем жесткой конструкции. Выбор шин производится по следующим условиям [6, с.220]:
Где s min - минимальное сечение по термической стойкости;
С - коэффициент зависящий от материала шин. Для алюминиевых шин [1, с.167] принимаем ;
3) на электродинамическую стойкость (производится определение частоты собственных колебаний шин):
где f 0 - частота собственных колебаний шин, Гц;
l - длина провода между изоляторами, м;
J - момент инерции поперечного сечения шины, см 4 ;
Если частота собственных колебаний f 0 < 200 Гц, то производится механический расчет по условию:
где у доп - допустимое механическое напряжение в материале шин,
МПа. По [6, таблица 4.2] принимаем для алюминиевых
Где у доп - расчетное механическое напряжение, МПа;
l - длина пролета между изоляторами, м;
W - момент сопротивления шины, см 3 .
Для ошиновки ОРУ-110 кВ выбираем шины трубчатого сечения из алюминиевого сплава 1915Т. Расположение фаз - горизонтальное. Сечение шины s = 87 мм 2 , наружный диаметр D = 20 мм, внутренний диаметр d = 17 мм, допустимый ток I доп = 345 А.
Проверяем шины по допустимому току:
Проверяем шины на термическую стойкость:
Проверяем шины на электродинамическую стойкость:
Принимаем длину пролета l = 4 м, тогда частота собственных колебаний:
т.е. требуется механический расчет. Момент сопротивления шины:
Принимаем междуфазное расстояние а = 2 м, тогда механическое напряжение в материале шины по (7.8):
Таким образом, шины удовлетворяют условию механической прочности.
Максимальное значение тока на шинах 10 кВ:
По [5] выбираются алюминиевые шины прямоугольного сечения, размером допустимый ток
Проверяем выбранные шины по условиям:
Принимаем длину пролета l = 1 м, тогда частота собственных колебаний:
Значит, механический расчет не требуется.
Сборные шины удовлетворяют всем условиям выбора.
Для связи трансформаторов с распредустройствами всех напряжений применяются гибкие токопроводы.
По [9, таблица 4.5] при Т max = 6925 ч для
Система электроснабжения сельскохозяйственного района Нечерноземной зоны дипломная работа. Физика и энергетика.
Курсовая работа по теме Нахождение корней уравнения методом Ньютона (ЛИСП-реализация)
Курсовая работа по теме Конституционные основы организации системы органов государственной власти в Российской Федерации
Управление Государственной Службой В Российской Федерации Курсовая
Развитие отношений обмена и возникновение денег. Функции денег
Курсовая работа по теме Формирование рекреационных ландшафтов Беларуси
Реферат по теме Нарушаемость физических законов сохранения: философская апробация и научная перспектива
Курсовая работа: Творчество Вирджинии Вулф (1882 – 1941). Группа Блумсбери. Скачать бесплатно и без регистрации
Темы Магистерских Диссертаций По Психологии
Реферат: Логика разрешения конфликтов
Судебная Практика По Авансовым Отчетам
Реферат по теме Познание природы от мифологии к философии и науке
Умственное Развитие Реферат
Курсовая Работа На Тему Электропривод Механизма Выдвижения Руки Манипулятора
Контрольная Работа По Дисциплине Управление Проектами
Служебная Документация И Правила Ее Оформления Реферат
Реферат: Вплив екологічних факторів на стан здоров’я учнівської молоді на прикладі захворювань щитовидної залози
Реферат: Морфология мёдоносной пчелы
Сочинение Молодые Ученые Казахстана
Сочинение: Поезд современности
Предел Функции Реферат
Шифрование/дешифрование файлов методом сложения с ключом (ключ задается пользователем) - Программирование, компьютеры и кибернетика курсовая работа
Пылевой бронхит - Медицина презентация
Гіпотрофія поросят - Сельское, лесное хозяйство и землепользование курсовая работа