Дипломная работа на тему "Проектирование электрической части понижающей подстанции 110/35/6 кВ"

ГлавнаяФизика → Проектирование электрической части понижающей подстанции 110/35/6 кВ




Не нашли то, что вам нужно?
Посмотрите вашу тему в базе готовых дипломных и курсовых работ:

(Результаты откроются в новом окне)

Текст дипломной работы "Проектирование электрической части понижающей подстанции 110/35/6 кВ":


Федеральное агентство по образованию Российской Федерации

Санкт-петербургский государственный

Политехнический университет

Электромеханический факультет

Кафедра Электрические системы и сети

Выпускная работа бакалавра

Тема: Проектирование электрической части понижающей подстанции 110/35/6 кВ

Санкт-Петербург 2007

Содержание

электрический станция схема замыкание

Исходные данные

Введение

1.Выбор главн ой схемы электрических соединений станции и схемы собственных нужд

Проектирование главной схемы

1.2 Технико-экономический анализ вариантов схемы

2.Расчет токов короткого замыкания для выбора электрооборудования главной схемы и схемы собственных нужд

2.1 Схема замещения и приведение параметров элементов схемы к базисным условиям

2.2Короткое замыкание на шинах РУ-110 кВ (точка K1)

2.3Короткое замыкание на шинах РУ-35 кВ (точка K2)

Заказать написание дипломной - rosdiplomnaya.com

Новый банк готовых успешно сданных дипломных проектов предлагает вам приобрести любые работы по нужной вам теме. Безупречное написание дипломных работ по индивидуальным требованиям в Москве и в других городах России.

2.4Короткое замыкание на шинах РУ-6 кВ (точка K3)

2.5Короткое замыкание на шинах РУСН-0,4 кВ (точка K4)

3.Выбор электрических аппаратов и проводников

3.1Выбор выключателей

3.1.1РУ-330 кВ

3.1.2РУ-110 кВ

3.1.3РУ-35 кВ

3.1.4РУ СН-0,4кВ

3.2 Выбор разъединителей

3.2Выбор сборных шин и токоведущих частей

3.2.1Выбор сборных шин 35 кВ

3.2.2Выбор токоведущих частей от силовых трансформаторов до сборных шин 35 кВ

3.2.3Выбор сборных шин 110 кВ

3.2.4Выбор токоведущих частей от силовых трансформаторов до сборных шин 110 кВ

3.2.5Выбор сборных шин 330 кВ

3.2.6Выбор токоведущих частей от силовых трансформаторов до сборных шин 330 кВ

4.Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения

Литература

Исходные данные

Тип подстанции –подстанция 330/110/35кВ.

Связь с системой осуществляется на напряжении 330 кВ по 2-м линиям длиной 150 км. Потребители:

Таблица

--------------------------------------------------
Напряжение, кВ |

Нагрузка

|
---------------------------------------------------------
Рмин, МВт | Рмакс, МВт |
---------------------------------------------------------
35 | 30 | 40 |
---------------------------------------------------------
6 | 20 | 40 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Мощность короткого замыкания системы 3000 МВ·А.

Введение

Цель курсового проекта – спроектировать электрическую часть понижающей подстанции 110/35/6 кВ. Связь с системой осуществляется по двум линиям длиной 20 км на напряжении 110 кВ. Мощность короткого замыкания системы составляет 3000 МВ·А. Подстанция имеет три РУ, к сборным шинам 35 кВ подключен один ТСН для осуществления скрытого резервирования электроснабжения потребителей СН.

В курсовом проекте выполнено: выбор и обоснование главн ой схемы электрических соединений и схемы электроснабжения потребителей собственных нужд, выбор типа и мощности понижающих трансформаторов, рабочих трансформаторов собственных нужд; расчет токов короткого замыкания; выбор коммутационных аппаратов, токопроводов, токоведущих частей и шин распределительных устройств, измерительных трансформаторов тока и напряжения.

Понижающие подстанции предназначены для распределения энергии по сети НН и создания пунктов соединения сети ВН (коммутационных пунктов). Определяющей для выбора места размещения подстанции является схема сети СН, для питания которой предназначена рассматриваемая подстанция. Оптимальная мощность и радиус действия подстанции определяются плотностью нагрузок в районе её размещения и схемой сети НН.

Классификация подстанций по их месту и способу присоединения к сети нормативными документами не установлена. Исходя из применяющихся типов конфигурации сети и возможных схем присоединения подстанций их можно подразделить на: тупиковые, ответвительные, проходные и узловые.

По назначению подстанции делятся на потребительские, предназначенные для электроснабжения потребителей электроэнергии, и системные, осуществляющие связь между отдельными частями ЭЭС.

Понижающая подстанция 110/35/6 кВ, проектируемая в работе является потребительской тупиковой подстанцией, являющаяся центром питания по отношению к потребителям электрических сетей напряжением 6 и 35 кВ.

1.Выбор главн ой схемы электрических соединений станции и схемы собственных нужд

Проектирование главной схемы

Основные требования к главным схемам электрических соединений:

–  схема должна обеспечивать надёжное питание присоединённых потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки с учётом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания;

–  схема должна обеспечивать надёжность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети;

–  схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала;

–  схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;

–  число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырёх при повреждении трансформатора.

1.1 Технико-экономический анализ вариантов схемы

Выбор силовых трансформаторов

Суммарная максимальная нагрузка подстанции равна (если принять cosφн=0,8):

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., поэтому можно выбрать:

1 вариант. Два автотрансформатора мощностью:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.. По табл. 3.8 выбираю два трёхобмоточных трансформатора ТДТН-80000/110 с параметрами Sном = 80 МВ·А, UВН = 115 кВ,

UСН = 38,5 кВ, UНН = 6,6 кВ, uк в-с = 11 %, uк в-н= 18,5 %, uк с-н= 7 %, Рх = 82 кВт, Ркз в-с = 390 кВт. Стоимость трансформатора, приведенная к уровню цен 2007 года, составляет 4110 тыс. руб. Коэффициент перехода к современному уровню цен принят равным 30.

2 вариант. 4 трансформатора:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.. По табл. 3.81 выбираю четыре трансформатора ТРДН-40000/110 с параметрами Sном = 40 МВ·А, UВН = 115 кВ, UНН = 6,3 кВ, uк = 10,5 %, Рх = 36 кВт, Ркз = 172 кВт. Стоимость трансформатора, приведенная к уровню цен 2007 года, составляет 2400 тыс. руб.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рис. 1. Варианты структурной схемы

Выбор трансформаторов собственных нужд

В соответствии с табл. 2.10, подстанции с высшим напряжением 330 кВ имеют максимальную нагрузку СН, лежащую в пределах от 100 до 400 кВт. Меньшие значения соответствуют подстанциям с упрощёнными схемами, большие – подстанциям с развитыми распредустройствами высшего напряжения и с установленными синхронными компенсаторами.

Следовательно, выбираю РСН = 200 кВт. Мощность потребителей невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от двух понижающих трансформаторов СН. При этом мощность каждого из двух трансформаторов должна обеспечивать полностью электроснабжение всех потребителей СН, то есть стопроцентный резерв мощности (скрытое резервирование). Шины СН 0,4 кВ для надёжности секционируют автоматическим выключателем.

Выбираю трансформаторы СН: Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.. По табл. 3.3 выбираю два двухобмоточных трансформатора: ТМ-250/35 с параметрами Sном =250 кВ·А, UВН = 35 кВ, UНН = 0,4 кВ, uк = 6,5 %, Рх = 1 кВт, Ркз = 3,7 кВт. Стоимость трансформатора, приведенная к уровню цен 2007 года, составляет 1800 тыс. руб.

1.2 Технико-экономический анализ вариантов схемы

Экономическая целесообразность схемы соединения определяется минимумом приведенных затрат:

З = рн·К + И + У,

где К – капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.; рн – нормативный коэффициент экономической эффективности, в настоящее время равный для подстанций 0,15 1/год; И – годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год; У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год. Ущерб от недоотпуска электроэнергии в данной работе не учитывается.

Таблица 1. Расчет капиталовложений.

--------------------------------------------------
№ п/п | Оборудование | Расчётная стоимость единицы | 1-й вариант | 2-й вариант |
---------------------------------------------------------
Число | Общая стоимость | Число | Общая стоимость |
---------------------------------------------------------
тыс. руб. | шт. | тыс. руб. | шт. | тыс. руб. |
---------------------------------------------------------
1 | АТДЦН-200000/330/110 | 23850 | 2 | 47700 | – | – |
---------------------------------------------------------
2 | АТДЦТН-250000/330/150 | 29100 | - | - | 1 | 29100 |
---------------------------------------------------------

---------------------------------------------------------
4 | Выкл. 110 кВ | 10535 | 4 | 42140 | 3 | 31605 |
---------------------------------------------------------
5 | Выкл. 35 кВ | 1804 | 5 | 13000 | 4 | 10400 |
---------------------------------------------------------
6 | Выкл. 6 кВ | 1804 | 7 | 12628 | 6 | 10824 |
---------------------------------------------------------
Итого, тыс. руб. | 115468 | 81929 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

– где расчетная стоимость предварительно выбранных выключателей определена по таблицам 5.1 и 5.2

Годовые эксплутационные издержки определяются по формуле:

И = Иа + Ипот = а·К/100 + β·ΔWгод,

где а =(8…9)% – отчисления на амортизацию и обслуживание; ΔWгод – годовые потери энергии в электроустановке, кВт·ч; β – средняя себестоимость потерь электроэнергии, коп/кВт·ч.

Принимаю а = 8%, β = 25 коп/кВт·ч.

Потери электроэнергии в одном двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле:Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., здесь Рх, Ркз – потери мощности холостого хода и короткого замыкания, кВт; Sном – номинальная мощность трансформатора, МВ·А; Sмакс – расчетная максимальная нагрузка трансформатора, МВ·А; Т – продолжительность работы трансформатора в году; τ – продолжительность максимальных потерь.

Потери электроэнергии в одном трёхобмоточном трансформаторе определяются по формуле: Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.,

здесь Ркв, Ркс , Ркн – потери мощности короткого замыкания, кВт; Sном –номинальная мощность трансформатора, МВ·А; Sв, Sс, Sн – расчетные максимальные нагрузки по обмоткам трансформатора, МВ·А; Т – продолжительность работы трансформатора в году; τв , τс, τн – продолжительности максимальных потерь по обмоткам трансформатора.

Выбираю число часов использования максимальной нагрузки Тмакс с = 6000 ч, Тмакс н = 5800 ч ( а для нагрузки на повышенных напряжениях Тмакс = (6000-7000) ч).

Следовательно,

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле..

Число часов максимальных потерь в году по обмоткам трансформатора τв = 4300 ч, τс = 4500 ч, τн = 3200 ч определяю по графику на рис. 10.1.

Так как для автотрансформаторов в справочной литературе заданы только значения Ркз в-с, то принимаю Ркз в-н = Ркз с-н = Ркз в-с, тогда Ркз в = Ркз с = Ркз н = 0,5·Ркз в-с.

1 вариант Два автотрансформатора мощностью по 200 МВ·А каждый.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. Трансформатора два, поэтому ΔWгод Σ =2· ΔWгод = 2·2038659,4 = 4077318,8 (кВт·ч).

Приведенные затраты: Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.=27580(тыс. руб.) 2 вариант. Один трёхобмоточный трансформатор мощностью 63 МВ·А.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Трансформатор один, поэтому ΔWгод Σ = ΔWгод = 2249940 (кВт·ч).

Приведенные затраты:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Первый_вариант является самым дорогим, но и самым надёжным из всех предложенных. Даже при отключении одного трансформатора в случае ремонта или аварии, оставшийся в работе полностью обеспечит питание всех потребителей.

Второй вариант с одним автотрансформатором по суммарным капиталовложениям и приведённым затратам является самым дешёвым и самым ненадёжным, так как при выходе из строя трансформатора прекратится питание всех потребителей.

Питание потребителей через один трансформатор возможно в следующих случаях:

1)  от подстанции питаются неответственные электроприёмники, причём на случай отказа трансформатора предусмотрен централизованный трансформаторный резерв с возможностью замены повреждённого трансформатора в течение суток;

2)  для резервирования питания потребителей первой и второй категорий в сетях среднего и низшего напряжений имеются вторые источники питания, причём для потребителей первой категории обеспечен автоматический ввод резерва.

Вывод С учётом вышеизложенного, а также того, что большей частью от подстанций питаются потребители всех трёх категорий и питание от системы подводится лишь со стороны высокого напряжения, то по условию надёжности выбираю первый вариант с использованием двух автотрансформаторов АТДЦТН–200000/330/110. Данный вариант структурной схемы по суммарным капиталовложениям дороже второго на 34,5%, а по приведённым дороже второго на 32,4%, но обладает повышенной надёжностью электроснабжения.

2.Расчет токов короткого замыкания для выбора электрооборудования главной схемы и схемы собственных нужд

Для распределительных устройств 35-220 кВ двухтрансформаторных подстанций при количестве присоединяемых линий равном двум рекомендуются следующие типовые схемы:

1)  два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии;

2)  мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов;

3)  четырёхугольник.

Ориентировочно по табл.1 определяю количество отходящих линий от РУ 110 кВ. Если Рмакс = 140 МВт, тогда выбираю четыре воздушные линии. С ростом мощности нагрузки необходимо постепенно увеличивать количество отходящих линий.

Следовательно, для РУ 330 кВ выбираю схему четырёхугольника, а для РУ 35 кВ схему мостика с поэтапным переходом к схеме с одной секционированной системе шин и заменой разъединителей выключателями.

Определяю количество отходящих линий от РУ 35 кВ. Согласно табл.12 при Рмакс = 60 МВт выбираю четыре воздушные линии. С ростом мощности нагрузки необходимо постепенно увеличивать количество отходящих линий.

Для РУ 35 кВ и для РУ СН 0,4 кВ выбираю схему с одной секционированной системой шин (межсекционный выключатель в нормальном режиме отключен для снижения токов короткого замыкания).

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рис. 2. Окончательная схема 2.1 Схема замещения и приведение параметров элементов схемы к базисным условиям

Выбираю базисную мощность: Sб = 1000 МВ·А

В качестве базисного напряжения принимаю среднее эксплутационное напряжение той ступени, на которой предполагается короткое замыкание (340; 115; 37; 0,4 кВ).

В каждой точке короткого замыкания получается свое значение базисного тока:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Параметры элементов цепи в относительных единицах, приведённые к базисным условиям

Трансформаторы ТДТН-40000/220

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. о. е.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. о. е.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. о. е.

Трансформаторы собственных нужд ТСЗ-250/10

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. о. е.

ЛЭП, питающие подстанцию

Для воздушных линий напряжением 6 – 330 кВ среднее значение индуктивного сопротивления на 1 км длины X0 равно 0,4 Ом / км.

Тогда сопротивление одной линии, приведённое к базисным условиям равно:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.0,5 о. е.

Система

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.0,2

о. е.

ЭДС системы принимаю равной единице: Ес = 1.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рис. 3. Схема замещения подстанции для расчета токов короткого замыкания 2.2 Короткое замыкание на шинах РУ-110 кВ (точка K1)

Uб = 340 кВ, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.Рис 4. Схема замещения относительно точки К1

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. о. е.

Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания от системы:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА

Ударный ток короткого замыкания от системы:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. , где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

По табл. 3.8 определяю Та=0,04 с и Кус=1,779. Тогда Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА.

Следовательно, расчетным током короткого замыкания для выбора аппаратов и шин РУ 330 кВ является Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА.

2.3Короткое замыкание на шинах РУ-35 кВ (точка K2)

Uб = 115 кВ, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА; Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. о. е.

Рис 5. Схема замещения относительно точки К2

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания от системы:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА

По табл. 3.8 определяю Та=0,02 с и Кус=1,607. Тогда ударный ток короткого замыкания от системы: Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА.

Следовательно, расчетным током короткого замыкания для выбора аппаратов и шин РУ 35 кВ является Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА.

2.4Короткое замыкание на шинах РУ-6 кВ (точка K3)

Uб = 37 кВ, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.Рис 6. Схема замещения относительно точки К3

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. о. е.

Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания от системы:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА

По табл. 3.810 определяю Та=0,02 с и Кус=1,608. Тогда ударный ток короткого замыкания от системы: Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА.

Проектируемая в работе понижающая подстанция не является крупной промышленной подстанцией, поэтому подпитку от двигателей при определении токов короткого замыкания не учитываю.

Следовательно, расчетным током короткого замыкания для выбора аппаратов и шин РУ 35 кВ является Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА.

2.5Короткое замыкание на шинах РУСН-0,4 кВ (точка K4)

Uб = 0,4 кВ, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.Рис 7. Схема замещения относительно точки К4

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. о. е.

Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания от системы:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.кА

По табл. 3.810 определяю Та=0,02 с и Кус=1,608. Тогда ударный ток короткого замыкания от системы: Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.кА.

Суммарная мощность потребителей собственных нужд подстанции мала (250 кВ·А), поэтому подпитку от двигателей собственных нужд при определении токов короткого замыкания не учитываю.

Следовательно, расчетным током короткого замыкания для выбора аппаратов и шин РУСН 0,4 кВ является Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА.

3.Выбор электрических аппаратов и проводников

3.1Выбор выключателей

В ГОСТ 687-78 приведены следующие параметры выключателей:

1.  Номинальное напряжение Uном.

2.  Номинальный ток Iном.

3.  Номинальный ток отключения Iоткл.

4.  Номинальное процентное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

5.  Действующее значение периодической составляющей Iдин и амплитудное значение полного тока Im дин, которые характеризуют электродинамическую стойкость выключателя.

6.  Ток термической стойкости Iт и время действия тока термической стойкости tт.

7.  Номинальный ток включения Iвкл.

8.  Время действия выключателя:

–  собственное время отключения tсв– промежуток времени от подачи команды на отключение до расхождения контактов выключателя;

–  время отключения tов – промежуток времени от подачи команды на отключение до полного погасания дуги во всех фазах;

–  время включения выключателя tвв – промежуток времени от подачи команды на включение до возникновения тока в цепи.

9.  Параметры восстанавливающегося напряжения при номинальном токе отключения.

Таблица 3. Условия выбора выключателей

--------------------------------------------------
Расчетные величины | Каталожные данные выключателя | Условие выбора |
---------------------------------------------------------
Uуст | Uном | Uуст ≤ Uном |
---------------------------------------------------------
Iраб утяж | Iном | Iраб утяж ≤ Iном |
---------------------------------------------------------
Iпо | Iдин | Iпо ≤ Iдин |
---------------------------------------------------------
iу | Im дин | iу ≤ Im дин |
---------------------------------------------------------
Iпτ | Iоткл | Iпτ ≤ Iоткл |
---------------------------------------------------------
β | βном | β ≤ βном |
---------------------------------------------------------

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.Iпτ + iаτ

|

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.Iпτ + iаτ ≤ Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
---------------------------------------------------------
Вк | Iт2· tт | Вк ≤ Iт2· tт |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

3.1.1РУ-330 кВ

Наибольший ток нормального режима в цепи высокого напряжения на подстанции с двумя автотрансформаторами определяю с учётом установки в перспективе трансформаторов следующей по шкале ГОСТ номинальной мощности S´Т ном.

Так как SТ ном = 200 МВ·А, то S´Т ном = 250 МВ·А.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. А

Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима принимаю при условии отключения параллельно работающего трансформатора, когда оставшийся в работе трансформатор может быть перегружен на 40 %.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. А

Расчётные токи короткого замыкания: Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА

Предварительно по табл.5.2 выбираю ячейку элегазовую ВГУ-330Б-40/3150У1, параметры которой:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Таблица 4. Расчетные и каталожные данные

--------------------------------------------------
Расчетные величины |

Каталожные данные выключателя

ВГУ-330Б-40/3150У1

| Условие выбора |
---------------------------------------------------------
Uуст = 330 кВ | Uном = 330кВ | 330 = 330 |
---------------------------------------------------------
Imax = 437,4 А | Iном = 3150 А | 437,4 < 3150 |
---------------------------------------------------------
Iпо = 3,69 кА | Iдин = 40 кА | 3,69 < 40 |
---------------------------------------------------------
iу = 9,28 кА | Im дин = 102 кА | 9,28 <102 |
---------------------------------------------------------
Iпτ = 3,69 кА | Iоткл = 40 кА | 3,69 < 40 |
---------------------------------------------------------
β = 28% | βном = 30% | 28 < 30 |
---------------------------------------------------------
Вк = 2,7(кА)2·с | Iт2· tт = 3200(кА)2·с | 2,7< 3200 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Проверка на отключающую способность

Короткое замыкание в точке K1 является удаленным, поэтому периодическую составляющую тока короткого замыкания к моменту размыкания дугогасительных контактов можно принять незатухающей Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА < Iоткл = 40 кА.

Время от момента возникновения короткого замыкания до расхождения контактов выключателя: τ = tрз min + tсв = 0,01+0,04 = 0,05 с

Для этого момента времени апериодическая составляющая тока короткого замыкания: Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА, где постоянная времени затухания апериодической составляющей Tа = 0,03 с определена по табл. 3.8.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Номинальное процентное содержание апериодической составляющей тока короткого замыкания в токе отключения определяю по по рис. 35 для τ = 50 мс: Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле..

Так как Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., то проверку на отключающую способность по полному току не выполняю.

Термическая стойкость выключателя

Полный импульс квадратичного тока Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Принимая максимальное время действия основной защиты равным tрз max = 0,1 с, определяю время отключения тока короткого замыкания:

tоткл = tрз max + tов = 0,1 + 0,05 = 0,15 c.

Тогда Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (кА)2·с

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.(кА)2·с > Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (кА)2·с

По всем основным условиям выбора выключатель подошел, следовательно принимаю выбранный выключатель.

3.1.2РУ-110 кВ

Наибольший ток нормального режима в цепи среднего напряжения на подстанции с двумя автотрансформаторами определяю с учётом перспективной нагрузки на стороне среднего напряжения на 10-летний период S´нагр С.

Так как перспективная нагрузка на 10-летний период неизвестна, делаю допущение об одинаковой загрузке обмоток среднего и низкого напряжений автотрансформатора, то есть Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.. В качестве S´макс принимаю расчётную мощность, текущую через трансформаторы (коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме βн. р. = 0,7).

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. => Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

С учётом этого: Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Наибольший ток нормального режима в цепи среднего напряжения:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. А

Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима принимаю при условии отключения параллельно работающего трансформатора.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. А

Расчётные токи короткого замыкания: Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА

Предварительно по табл. (основные технические данные выключателей, применяемых ОАО «МОСЭЛЕКТРОЩИТ») выбираю элегазовый выключатель ВГБУ-110, параметры которого:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Таблица 5. Расчетные и каталожные данные

--------------------------------------------------
Расчетные величины |

Каталожные данные выключателя

ВГБУ-110

| Условие выбора |
---------------------------------------------------------
Uуст = 110 кВ | Uном = 110 кВ | 110 = 110 |
---------------------------------------------------------
Imax = 918,1 А | Iном = 2000 А | 918,1 < 2000 |
---------------------------------------------------------
Iпо = 6,76 кА | Iдин = 40 кА | 6,76 < 40 |
---------------------------------------------------------
iу = 15,35 кА | Im дин = 102 кА | 15,35 <102 |
---------------------------------------------------------
Iпτ = 6,76 кА | Iоткл = 40 кА | 6,76 < 40 |
---------------------------------------------------------
β = 10,5% | βном = 45% | 10,5 < 45 |
---------------------------------------------------------
Вк = 7,997(кА)2·с | Iт2· tт = 4800 (кА)2·с | 7,997 < 4800 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Проверка на отключающую способность

Короткое замыкание в точке K2 является удаленным, поэтому периодическую составляющую тока короткого замыкания к моменту размыкания дугогасительных контактов можно принять незатухающей Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА < Iоткл = 40 кА.

Время от момента возникновения короткого замыкания до расхождения контактов выключателя: τ = tрз min + tсв = 0,01+0,035= 0,045с

Для этого момента времени апериодическая составляющая тока короткого замыкания: Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА, где постоянная времени затухания апериодической составляющей Tа = 0,02 с определена по табл. 3.8.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Номинальное процентное содержание апериодической составляющей тока короткого замыкания в токе отключения: Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле..

Так как Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., то проверку на отключающую способность по полному току не выполняю.

Термическая стойкость выключателя

Полный импульс квадратичного тока Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Принимая максимальное время действия основной защиты равным tрз max = 0,1 с, определяю время отключения тока короткого замыкания:

tоткл = tрз max + tов = 0,1 + 0,055= 0,155 c.

Тогда Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (кА)2·с

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.(кА)2·с > Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (кА)2·с

По всем основным условиям выбора выключатель подошел, следовательно принимаю выбранный выключатель.

3.1.3РУ-35 кВ

Наибольший ток нормального режима в цепи низкого напряжения на подстанции с двумя автотрансформаторами определяю с учётом перспективной нагрузки на стороне среднего напряжения на 10-летний период S´нагр С. Так как перспективная нагрузка на 10-летний период неизвестна, делаю допущение об одинаковой загрузке обмоток среднего и низкого напряжений трёхобмоточного трансформатора, то есть Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.. В качестве S´макс принимаю расчётную мощность, текущую через трансформаторы (коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме βн. р. = 0,7).

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. => Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

С учётом этого: Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Наибольший ток нормального режима в цепи среднего напряжения:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. А

Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима принимаю при условии отключения параллельно работающего трансформатора.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. А

Расчётные токи короткого замыкания: Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА

Предварительно по табл. 5.2 выбираю масляные баковые выключатель С-35-3200-50БУ1, параметры которого:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Таблица 5. Расчетные и каталожные данные

--------------------------------------------------
Расчетные величины |

Каталожные данные выключателя

С-35-3200-50БУ1

| Условие выбора |
---------------------------------------------------------
Uуст = 35 кВ | Uном = 35 кВ | 35= 35 |
---------------------------------------------------------
Imax = 2944,4 А | Iном = 3200 А | 2944,4 < 3200 |
---------------------------------------------------------
Iпо = 11,22 кА | Iдин = 50 кА | 11,22 < 50 |
---------------------------------------------------------
iу = 25,5 кА | Im дин = 127 кА | 25,5 <127 |
---------------------------------------------------------
Iпτ = 11,22 кА | Iоткл = 50 кА | 11,22 < 50 |
---------------------------------------------------------
β = 3,8% | βном = 25% | 3,8 < 45 |
---------------------------------------------------------
Вк = 25,2(кА)2·с | Iт2· tт = 10000 (кА)2·с | 25,2 < 10000 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Проверка на отключающую способность

Короткое замыкание в точке K2 является удаленным, поэтому периодическую составляющую тока короткого замыкания к моменту размыкания дугогасительных контактов можно принять незатухающей Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА < Iоткл = 50 кА.

Время от момента возникновения короткого замыкания до расхождения контактов выключателя: τ = tрз min + tсв = 0,01+0,055= 0,065с

Для этого момента времени апериодическая составляющая тока короткого замыкания: Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кА, где постоянная времени затухания апериодической составляющей Tа = 0,02 с определена по табл. 3.8.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Номинальное процентное содержание апериодической составляющей тока короткого замыкания в токе отключения: Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле..

Так как Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., то проверку на отключающую способность по полному току не выполняю.

Термическая стойкость выключателя

Полный импульс квадратичного тока Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Принимая максимальное время действия основной защиты равным tрз max = 0,1 с, определяю время отключения тока короткого замыкания:

tоткл = tрз max + tов = 0,1 + 0,08= 0,18 c.

Тогда Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (кА)2·с

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.(кА)2·с > Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (кА)2·с

По всем основным условиям выбора выключатель подошел, следовательно принимаю выбранный выключатель.

3.1.4РУ СН-0,4кВ

Uуст = 0,4 кВ; Sсн = 0,25 МВ·А

Наибольший ток нормального режима в цепи собственных нужд:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. А

Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима принимаю при условии отключения параллельно работающего трансформатора.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. А

Выбираю по табл. 6.9 автоматический трёхполюсный выключатель АВМ4С, параметры которого:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Таблица 8. Расчетные и каталожные данные

--------------------------------------------------
Расчетные величины | Каталожные данные выключателя АВМ4С | Условие выбора |
---------------------------------------------------------
Uуст = 0,4 кВ | Uном до 0,5 кВ | 0,4 < 0,5 |
---------------------------------------------------------
Imax = 360,8 А | Iном = 400 А | 360,8 < 400 |
---------------------------------------------------------
Iпτ = 5,52 кА | Iоткл = 20 кА | 5,52 < 20 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

По всем основным условиям выбора выключатель подошел, следовательно принимаю выбранный выключатель.

3.2 Выбор разъединителей

Разъединители выбираются по длительному номинальному току номинальному напряжению, проверяются на термическую и электродинамическую стойкость.

Таблица 9. Условия выбора разъединителей:

--------------------------------------------------
Расчетные величины | Каталожные данные разъединителя | Условие выбора |
---------------------------------------------------------
Uуст | Uном | Uуст ≤ Uном |
---------------------------------------------------------
Iраб утяж | Iном | Iраб утяж ≤ Iном |
---------------------------------------------------------
iу | Im дин | iу ≤ Im дин |
---------------------------------------------------------
Вк | Iт2· tт | Вк ≤ Iт2· tт |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Расчетные величины для разъединителей те же, что и для выключателей.

По табл. 5.5 выбираю для РУ-330 кВ двухколонковый разъединитель наружной установки РНД-330/3200У1, для РУ-110 кВ двухколонковый разъединитель наружной установки РНД-110/1000У1, а для РУ-35 кВ двухколонковый разъединитель наружной установки РНД-35/3200У1.

Таблица 10. Выбор разъединителей

--------------------------------------------------
Место установки и тип разъединителя | Расчетные величины | Каталожные данные разъединителя | Условие выбора |
---------------------------------------------------------

РУ-330 кВ

РНД-330/3200У1

| Uуст = 330 кВ | Uном = 330 кВ | 330 = 330 |
---------------------------------------------------------
Imax = 612,4 А | Iном = 3200 А | 612,4 < 3200 |
---------------------------------------------------------
iу = 9,28 кА | Im дин = 160 кА | 9,28 <160 |
---------------------------------------------------------
Вк = 2,7 (кА)2·с |

Iт2· tтРисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. = 632·2 = 7938 (кА)2·с

| 2,7 < 7938 |
---------------------------------------------------------

РУ-110 кВ

РНД-110/1000У1

| Uуст = 110 кВ | Uном = 110 кВ | 110 = 110 |
---------------------------------------------------------
Imax = 918,1 А | Iном = 1000 А | 918,1 < 1000 |
---------------------------------------------------------
iу = 15,35 кА | Im дин = 80 кА | 15,35 < 80 |
---------------------------------------------------------
Вк = 7,997 (кА)2·с | Iт2· tт = 31,52·4 = 3969 (кА)2·с | 7,997 < 3969 |
---------------------------------------------------------

РУ-35 кВ

РНД-35/3200У1

| Uуст = 35 кВ | Uном = 35 кВ | 35 = 35 |
---------------------------------------------------------
Imax = 2944,4 А | Iном = 3200 А | 2944,4 < 3200 |
---------------------------------------------------------
iу = 25,5 кА | Im дин = 125кА | 25,5 < 125 |
---------------------------------------------------------
Вк = 25,2 (кА)2·с | Iт2· tт = 502·4 = 10000 (кА)2·с | 25,2 < 10000 |
--------------------------------------------------------- -------------------------------------------------- 3.2Выбор сборных шин и токоведущих частей 3.2.1Выбор сборных шин 35 кВ

В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. Сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений проверке по экономической плотности тока не подлежат. Сечение сборных шин принимаю по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. А

Imax = 2*Iраб утяж = 2944,5 А

В РУ 35 кВ каждая фаза для уменьшения коронирования выполняется не менее, чем двумя проводами, то есть применяется расщепление проводов.

По табл. 7.35 принимаю ориентировочно провод 3хАС-600/72, для которого

Iдоп = 3·1050 = 3150 А > Imax = 2944,5 А

Сечение провода q = 600 мм2, диаметр d = 3,32 см, радиус r0 = 1,66 см. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между ними D = 107 см.

Проверка на термическое действие тока к. з. не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка шин на электродинамическое действие тока к. з. (проверка на схлестывание) не производится, так как Iпо = 5,52 кА < 20 кА.

Проверка по условиям коронирования:

Начальная критическая напряженность:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВ/см, где коэффициент Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. учитывает шероховатость поверхности провода.

Максимальное значение напряжённости электрического поля вокруг расщеплённых проводов:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где коэффициент k, учитывающий количество проводов в фазе, для n = 3 определяется по формуле Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Расстояние между проводами в расщепленной фазе в установках 35 кВ принимается равным а = 20 см, тогда Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле..

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.кВ

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. см - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз.

Эквивалентный радиус расщепленных проводов при n = 3 Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. см.

Следовательно, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВ/см

Провода не будут коронировать, если Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле..

1.07E = 4,78 кВ/см < 0.9E0 = 30,42 кВ/см, следовательно, по условию образования короны 3хАС-95/16 проходит.

Окончательно принимаю провод 3хАС-95/16.

3.2.2Выбор токоведущих частей от силовых трансформаторов до сборных шин 35 кВ

Связь силовых трансформаторов АТДЦТН-200000/330/110 с ОРУ 35 кВ выполняю гибким сталеалюминевым проводом АС.

Сечение выбираю по экономической плотности тока. При продолжительности использования максимальной нагрузки Tmax = 6000 часов и использовании алюминиевых проводов Jэ = 1 А/мм2 (по табл. 4.5) Тогда экономически целесообразное сечение

Sэ = Iнорм/Jэ = 2944,5/1 = 2944,5 мм2.

По табл.7.35 выбираю провод 3хАС-600/72, для которого Iдоп = 3150 А.

Проверка по условию нагрева в продолжительном режиме.

Imax = 2944,5 А < Iдоп = 3150 А – провода проходят.

Проверка на термическое действие тока короткого замыкания не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка шин на электродинамическое действие тока короткого замыкания (проверка на схлестывание) не производится, так как Iпо = 5,52 кА < 20 кА. Окончательно принимаю провод 3хАС-600/72 для токоведущих частей, идущих от силовых трансформаторов АТДЦТН-2000000/330/110 до сборных шин 35 кВ.

3.2.3Выбор сборных шин 110 кВ

В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. Сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений проверке по экономической плотности тока не подлежат. Сечение сборных шин принимаю по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. А

Imax = 1,4*Iраб утяж = 1311 А

В РУ 110 кВ каждая фаза для уменьшения коронирования выполняется не менее, чем двумя проводами, то есть применяется расщепление проводов.

По табл. 7.35 принимаю ориентировочно провод 2хАС-300/66, для которого

Iдоп = 1360 А > Imax = 1311 А

Сечение провода q = 500 мм2, диаметр d = 2,45 см, радиус r0 = 1,225 см. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между ними D = 300 см.

Проверка на термическое действие тока к. з. не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка шин на электродинамическое действие тока к. з. (проверка на схлестывание) не производится, так как Iпо = 6,76 кА < 40 кА.

Проверка по условиям коронирования:

Начальная критическая напряженность:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

кВ/см, где коэффициент Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. учитывает шероховатость поверхности провода.

Максимальное значение напряжённости электрического поля вокруг расщеплённых проводов:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где коэффициент k, учитывающий количество проводов в фазе, для n = 2 определяется по формуле Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Расстояние между проводами в расщепленной фазе в установках 110 кВ принимается равным а = 25 см, тогда Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле..

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.кВ

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. см - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз.

Эквивалентный радиус расщепленных проводов при n = 2 Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. см.

Следовательно, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВ/см

Провода не будут коронировать, если Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле..

1.07E = 11,871 кВ/см < 0.9E0 = 28,35 кВ/см, следовательно, по условию образования короны 2хАС-300/66 проходит.

Окончательно принимаю провод 2хАС-300/66.

3.2.4Выбор токоведущих частей от силовых трансформаторов до сборных шин 110 кВ

Связь силовых трансформаторов АТДЦТН-200000/330/110 с ОРУ 110 кВ выполняю гибким сталеалюминевым проводом АС.

Сечение выбираю по экономической плотности тока. При продолжительности использования максимальной нагрузки Tmax = 6000 часов и использовании алюминиевых проводов Jэ = 1 А/мм2 (по табл. 4.5) Тогда экономически целесообразное сечение

Sэ = Iнорм/Jэ = 1311/1 = 1311 мм2.

По табл.7.35 выбираю провод 2хАС-300/66, для которого Iдоп = 1360 А.

Проверка по условию нагрева в продолжительном режиме.

Imax = 1311 А < Iдоп = 1360 А – провода проходят.

Проверка на термическое действие тока короткого замыкания не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка шин на электродинамическое действие тока короткого замыкания (проверка на схлестывание) не производится, так как Iпо = 6,76 кА < 40 кА.

Окончательно принимаю провод 2хАС-300/66 для токоведущих частей, идущих от силовых трансформаторов АТДЦТН-2000000/330/110 до сборных шин 110 кВ.

3.2.5Выбор сборных шин 330 кВ

В РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. Сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений проверке по экономической плотности тока не подлежат. Сечение сборных шин принимаю по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. А

Imax = 1,4*Iраб утяж = 612,4 А

В РУ 330 кВ каждая фаза для уменьшения коронирования выполняется не менее, чем двумя проводами, то есть применяется расщепление проводов.

По табл. 7.35 принимаю ориентировочно провод АС-300/66, для которого

Iдоп = 680 А > Imax = 612,4 А

Сечение провода q = 300 мм2, диаметр d = 2,45 см, радиус r0 = 1,225 см. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между ними D = 450 см.

Проверка на термическое действие тока к. з. не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверка шин на электродинамическое действие тока к. з. (проверка на схлестывание) не производится, так как Iпо = 3,69 кА < 40 кА.

Проверка по условиям коронирования:

Начальная критическая напряженность:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВ/см, где коэффициент Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. учитывает шероховатость поверхности провода.

Максимальное значение напряжённости электрического поля вокруг расщеплённых проводов:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где коэффициент k, учитывающий количество проводов в фазе, для n = 1 определяется по формуле Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Расстояние между проводами в расщепленной фазе в установках 330 кВ принимается равным а = 25 см, тогда Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле..

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.кВ

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. см - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз.

Эквивалентный радиус расщепленных проводов при n = 1 Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. см.

Следовательно, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВ/см

Провода не будут коронировать, если Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле..

1.07E = 63,986 кВ/см > 0.9E0 = 28,35 кВ/см, следовательно, по условию образования короны АС-300/66 не проходит.

Следовательно, возьмем 3хАС-300/66

Максимальное значение напряжённости электрического поля вокруг расщеплённых проводов:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где коэффициент k, учитывающий количество проводов в фазе, для n = 1 определяется по формуле Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Расстояние между проводами в расщепленной фазе в установках 330 кВ принимается равным а = 25 см, тогда Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле..

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.кВ

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. см - среднегеометрическое расстояние между проводами фаз.

Эквивалентный радиус расщепленных проводов при n = 1 Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. см.

Следовательно, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кВ/см

Провода не будут коронировать, если Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле..

1.07E = 21,3 кВ/см < 0.9E0 = 28,35 кВ/см, следовательно, по условию образования короны АС-300/66 не проходит.

Окончательно принимаю провод 3хАС-300/66.

3.2.6Выбор токоведущих частей от силовых трансформаторов до сборных шин 330 кВ

Связь силовых трансформаторов АТДЦТН-200000/330/110 с ОРУ 110 кВ выполняю гибким сталеалюминевым проводом АС.

Сечение выбираю по экономической плотности тока. При продолжительности использования максимальной нагрузки Tmax = 6000 часов и использовании алюминиевых проводов Jэ = 1 А/мм2 (по табл. 4.5) Тогда экономически целесообразное сечение

Sэ = Iнорм/Jэ = 612,4/1 = 612,4 мм2.

По табл.7.35 выбираю провод АС-300/66, для которого Iдоп = 680 А.

Проверка по условию нагрева в продолжительном режиме.

Imax = 612,4 А < Iдоп = 680 А – провода про

Здесь опубликована для ознакомления часть дипломной работы "Проектирование электрической части понижающей подстанции 110/35/6 кВ". Эта работа найдена в открытых источниках Интернет. А это значит, что если попытаться её защитить, то она 100% не пройдёт проверку российских ВУЗов на плагиат и её не примет ваш руководитель дипломной работы!
Если у вас нет возможности самостоятельно написать дипломную - закажите её написание опытному автору»


Просмотров: 642

Другие дипломные работы по специальности "Физика":

Электроснабжение завода продольно-строгальных станков

Смотреть работу >>

Математическое моделирование пластической деформации кристаллов

Смотреть работу >>

Электроснабжение фермы КРС на 800 голов в ОАО "Петелино" Ялуторовского района Тюменской области с обеспечением нормативных условий надежности

Смотреть работу >>

Электроснабжение судоремонтного завода

Смотреть работу >>

Повышение надежности электроснабжения потребителей н. п. Орлово Армизонского района Тюменской области с выбором оборудования на ПС 110/10 кВ "Орлово"

Смотреть работу >>