Разработка главной схемы электрических соединений подстанции

Реферат

Расчетно-пояснительная записка содержит: 49 страниц, 14 рисунков, 23 таблицы, 9 источников.

ГРАФИКИ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ, СИЛОВОЙ ТРАНСФОРМАТОР, ПОНИЗИТЕЛЬНАЯ ПОДСТАНЦИЯ, ГЛАВНЫЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ, КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ, ОСНОВНОЕ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ, ТОКОВЕДУЩИЕ ЧАСТИ, РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА, АВТОМАТИКА, ИЗМЕРЕНИЕ И УЧЕТ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК, ИСТОЧНИКИ ПИТАНИЯ, СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ПОДСТАНЦИИ, ЗАЗЕМЛЕНИЕ ПОДСТАНЦИИ, МОЛНИЕЗАЩИТА ПОДСТАНЦИИ.

В дипломном проекте оформление расчетно-пояснительной записки, математические расчеты, построение графиков, создание чертежей, построение таблиц, сделаны с помощью ЭВМ.

В результате проектирования районной понизительной подстанции для электроснабжения потребителей электрической энергии были рассмотрены различные схемы электрических соединений подстанции, а также был произведен технико-экономический расчет по выбору числа и мощности силовых трансформаторов.

После этого были рассчитаны токи короткого замыкания, по которым был произведен выбор основного электрооборудования, токоведущих частей, релейной защиты, автоматики, выбор оперативного тока, источников питания, регулирование напряжения на подстанции.

Затем был произведен выбор конструкции распределительных устройств различных напряжений и компоновка сооружений на площадке подстанции.

В результате расчетов параметров и выбора электрооборудования выяснено, что проектируемая сетевая понизительная подстанция для электроснабжения потребителей электрической энергии позволяет поддерживать напряжение на шинах потребителей в соответствии с ГОСТом

Оглавление

Введение. 3

1. Разработка главной схемы электрических соединений подстанции. 4

1.1. Характеристика объекта проектирования. 4

1.2. Обработка графиков нагрузок. 5

1.3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. 9

1.4. Технико-экономический расчет по выбору мощности силовых трансформаторов. 9

1.5. Проверка трансформаторов на допустимые систематические нагрузки. 16

1.6. Выбор главной схемы электрических соединений. 17

1.7. Выбор марки и сечения проводов. 18

1.8. Проверка сечения проводника по условию короны.. 19

1.9. Расчет токов короткого замыкания. 20

2. Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей. 24

2.1. Расчет токов продолжительного режима. 24

2.2. Выбор шин распределительных устройств и силовых кабелей. 25

2.3. Выбор изоляторов. 28

2.4. Выбор высоковольтных выключателей. 30

2.5. Выбор разъединителей. 31

2.6. Выбор плавких предохранителей. 32

2.7. Выбор ограничителей перенапряжений. 32

2.8. Выбор измерительных трансформаторов тока. 33

2.9. Выбор измерительных трансформаторов напряжения. 34

3. Выбор релейной защиты и автоматики. 35

3.1. Выбор релейной защиты подстанции. 35

3.2. Выбор автоматики подстанции. 35

4. Измерение и учет электроэнергии. 39

5. Выбор оперативного тока и источников питания. 39

6. Собственные нужды, измерение, управление и сигнализация на подстанции. 40

6.1. Собственные нужды подстанции. 40

6.2. Регулирование напряжения на подстанции. 40

6.3. Выбор конструкции распределительных устройств. 41

7. Безопасность жизнедеятельности. 42

7.1. Заземление подстанции. 42

7.2. Молниезащита подстанции. 46

Заключение. 48

Список используемых источников. 49

Введение

В России в настоящее время действует один из крупнейших электрических потенциалов мира, объединенный в систему называемую Единой энергетической системой (ЕЭС) России.

В ЕЭС России входят более 70 региональных электроснабжающих организаций, обеспечивающих электрической энергии более 40 миллионов промышленных, сельскохозяйственных и других потребителей. Развитие рыночных отношений в стране меняет сформировавшуюся структуру электроэнергетики. Появляются всевозможные совместные предприятия, строятся новые жилые загородные поселки, ведется строительство новых городских построек, появляются фермерские хозяйства и многое другое.

Все это потребители электроэнергии и зачастую существующие подстанции не обладают достаточной мощностью для надежного электроснабжения вновь появившихся потребителей или же в некоторых местах вообще нет источников электроэнергии. Все эти факторы требуют строительства новых подстанций или же реконструкции уже существующих, но устаревших подстанций.

Проектирование электрической части станций и подстанций представляет собой сложный процесс выработки и принятия решений по схемам электрических соединений, составу электрооборудования и его размещению, связанный с выполнением расчетов, поиском пространственных компоновок, оптимизацией как отдельных функционально связанных между собой элементов так и всего проектируемого объекта в целом. В связи с этим процесс проектирования требует системного подхода при изучении объекта проектирования, при математизации и автоматизации проектных работ с помощью ЭВМ. При этом повышение качества проекта обеспечивается, с одной стороны, учетом опыта строительства и эксплуатации, с другой стороны, непрерывным потоком новых технических решений. Однако, ускорение и удешевление проектирования, а также повышение качества проектов может быть достигнуто применением типовых решений проекта, которые разрабатываются для некоторых усредненных исходных условий при широкой номенклатуре элементов и узлов, что позволяет тем самым достаточно быстро составлять проект конкретной станции или подстанции. Однако недостатки и ошибки, допущенные в типовом проекте, могут принести большой ущерб как при многократном его использовании, так и при недостаточной способности типовых решений к адаптации в некоторых заданных условиях. Поэтому представляется важным еще на ранней стадии проектирования наиболее тщательно избирать заданное направление, согласовывая его с точки зрения технической и экономической целесообразности, исключаятем самым некоторые недостатки схем.

Таблица 1.1

Суточные графики электрических нагрузок на низшем напряжении.

Лето

Зима

Время, ч

МВт

МВАр

МВА

P, мВт

Q, мВАр

S, мВА

0-1

6, 8

3, 3

7, 558

7, 6

3, 0

8, 171

1-2

5, 6

2, 2

6, 017

7, 4

2, 6

7, 843

2-3

3, 9

2, 1

4, 429

7, 3

2, 4

7, 684

3-4

3, 9

2, 0

4, 383

7, 3

2, 4

7, 684

4-5

3, 9

1, 9

4, 338

7, 4

2, 4

7, 779

5-6

4, 2

1, 9

4, 610

7, 6

2, 4

7, 970

6-7

5, 0

2, 3

5, 504

8, 4

3, 0

8, 920

7-8

6, 4

3, 1

7, 111

9, 8

3, 6

10, 440

8-9

7, 5

3, 3

8, 194

9, 8

3, 7

10, 475

9-10

7, 4

3, 9

8, 365

9, 9

3, 8

10, 604

10-11

7, 7

3, 9

8, 631

9, 8

3, 8

10, 511

11-12

8, 3

3, 9

9, 171

9, 8

4, 0

10, 585

12-13

7, 7

3, 9

8, 631

10, 5

4, 0

11, 236

13-14

7, 5

3, 9

8, 453

10, 5

3, 7

11, 133

14-15

7, 3

3, 8

8, 230

9, 1

3, 4

9, 714

15-16

7, 0

3, 7

7, 918

9, 1

3, 4

9, 714

16-17

7, 2

3, 9

8, 188

9, 2

3, 5

9, 843

17-18

7, 3

3, 8

8, 230

10, 1

3, 7

10, 756

18-19

7, 7

4, 2

8, 771

11, 2

4, 2

11, 962

19-20

7, 9

4, 2

8, 947

11, 5

4, 6

12, 386

20-21

8, 0

4, 6

9, 228

11, 8

4, 2

12, 525

21-22

8, 5

4, 9

9, 811

11, 2

4, 2

11, 962

22-23

7, 9

4, 0

8, 855

10, 5

4, 0

11, 236

23-24

7, 2

3, 6

8, 050

8, 8

3, 4

9, 434

Итого:

161, 8

82, 3

181, 624

225, 6

83, 4

240, 569

Таблица 1.2

Суточные графики электрических нагрузок на среднем напряжении.

Лето

Зима

Время, ч

МВт

МВАр

МВА

P, мВт Q, мВАр S, мВА

0-1

10, 2

4, 6

11, 189

12, 9 4, 2 13, 567

1-2

8, 4

3, 1

8, 954

12, 6 3, 7 13, 132

2-3

5, 8

2, 9

6, 485

12, 4 3, 4 12, 858

3-4

5, 8

2, 7

6, 398

12, 4 3, 4 12, 858

4-5

5, 8

2, 6

6, 356

12, 6 3, 4 13, 051

5-6

6, 3

2, 6

6, 815

12, 9 3, 4 13, 341

6-7

7, 4

3, 3

8, 102

14, 3 4, 2 14, 904

7-8

9, 6

4, 4

10, 560

16, 7 5, 0 17, 432

8-9

11, 2

4, 6

12, 108

16, 7 5, 2 17, 491

9-10

11, 1

5, 5

12, 388

16, 9 5, 4 17, 742

10-11

11, 6

5, 4

12, 795

16, 7 5, 4 17, 551

11-12

12, 4

5, 4

13, 525

16, 7 5, 5 17, 582

12-13

11, 6

5, 5

12, 838

17, 9 5, 5 18, 726

13-14

11, 2

5, 5

12, 478

17, 9 5, 2 18, 640

14-15

10, 9

5, 3

12, 120

15, 5 4, 8 16, 226

15-16

10, 6

5, 1

11, 763

15, 5 4, 7 16, 197

16-17

10, 7

5, 5

12, 031

15, 7 4, 9 16, 447

17-18

10, 9

5, 3

12, 120

17, 1 5, 2 17, 873

18-19

11, 6

5, 8

12, 969

19, 0 5, 9 19, 895

19-20

11, 9

5, 8

13, 238

19, 5 6, 4 20, 523

20-21

12, 0

6, 4

13, 600

20, 0 5, 9 20, 852

21-22

12, 7

6, 9

14, 453

19, 0 5, 9 19, 895

22-23

11, 9

5, 6

13, 152

17, 9 5, 5 18, 726

23-24

10, 7

5, 1

11, 853

15, 0 4, 8 15, 749

Итого:

242, 3

114, 9

268, 291

383, 8

116, 9

401, 258

Обработка графиков нагрузок

По заданным суточным графикам на стороне низшего (НН) и среднего (СН) напряжения рассчитаем суточный график на высшем напряжении (ВН) (табл. 1.3).

Таблица 1.3

Суточные графики электрических нагрузок на высшем напряжении.

Лето

Зима

Время, ч

МВт

МВАр

МВА

P, мВт Q, мВАр S, мВА

0-1

7, 9

18, 746

20, 5 7, 2 21, 728

1-2

5, 3

14, 970

20 6, 3 20, 969

2-3

9, 7

10, 913

19, 7 5, 8 20, 536

3-4

9, 7

4, 7

10, 779

19, 7 5, 8 20, 536

4-5

9, 7

4, 5

10, 693

20 5, 8 20, 824

5-6

10, 5

4, 5

11, 424

20, 5 5, 8 21, 305

6-7

12, 4

5, 6

13, 606

22, 7 7, 2 23, 814

7-8

7, 5

17, 671

26, 5 8, 6 27, 861

8-9

18, 7

7, 9

20, 300

26, 5 8, 9 27, 955

9-10

18, 5

9, 4

20, 751

26, 8 9, 2 28, 335

10-11

19, 3

9, 3

21, 424

26, 5 9, 2 28, 052

11-12

20, 7

9, 3

22, 693

26, 5 9, 5 28, 151

12-13

19, 3

9, 4

21, 467

28, 4 9, 5 29, 947

13-14

18, 7

9, 4

20, 930

28, 4 8, 9 29, 762

14-15

18, 2

9, 1

20, 348

24, 6 8, 2 25, 931

15-16

17, 6

8, 8

19, 677

24, 6 8, 1 25, 899

16-17

17, 9

9, 4

20, 218

24, 9 8, 4 26, 279

17-18

18, 2

9, 1

20, 348

27, 2 8, 9 28, 619

18-19

19, 3

21, 737

30, 2 10, 1 31, 844

19-20

19, 8

22, 182

31 11 32, 894

20-21

22, 825

31, 8 10, 1 33, 365

21-22

21, 2

11, 8

24, 263

30, 2 10, 1 31, 844

22-23

19, 8

9, 6

22, 005

28, 4 9, 5 29, 947

23-24

17, 9

8, 7

19, 902

23, 8 8, 2 25, 173

Итого:

404, 1

197, 2

449, 871

609, 4

200, 3

641, 569

Для правильного выбора номинальной мощности трансформаторов воспользуемся годовыми графиками продолжительности нагрузок. Годовые графики продолжительности нагрузок для каждой обмотки трансформатора построим по суточным графикам нагрузок потребителей в зимний и летний периоды (рис. 1.1, 1.2 и 1.3). Годовые графики продолжительности нагрузок также необходимы при расчётах технико-экономических показателях проектируемой подстанции, при расчете потерь электроэнергии, при оценке использования оборудования на протяжении года и т.п.

Рисунок 1.1. Годовой график продолжительности нагрузок на низшем напряжении.

Рисунок 1.2. Годовой график продолжительности нагрузок на среднем напряжении.

Рисунок 1.3. Годовой график продолжительности нагрузок на высшем напряжении

Годовое потребление электроэнергии на стороне НН, МВт·ч:

Условная продолжительность использования максимальной нагрузки, ч:

где P_max – максимальная потребляемая активная мощность на стороне НН, P_max= 10, 1 МВт.

Средняя нагрузка обмотки НН, МВт:

где Т_год– длительность рассматриваемого периода, Т_год=8760 ч.

Коэффициент заполнения графика на стороне НН:

Продолжительность максимальных потерь, ч:

Аналогично, по приведенным выше формулам, проведем расчет для сторон СН и ВН. Полученные данные сведём в табл. 1.4.

Таблица 1.4

Расчётные данные.

Сторона	W _год, МВт·ч	P_max, МВт	Т _max, ч	P _ср, МВт	k _зп	τ _max, ч
НН	71498	11, 8	6059	8, 16	0, 692	4667
СН	116032	20, 0	5802	13, 25	0, 662	4344
ВН	187530	31, 8	5897	21, 41	0, 673	4462

Таблица 1.5

Параметры силовых трансформаторов, участвующих в технико-экономическом сравнении

Параметры

Величина

Тип трансформатора ТДТН – 25000/110 ТДТН – 40000/110 Номинальная мощность S_ном, МВА 25 40 Напряжение ВН U_{ном вн}, кВ 115 115 Напряжение ВН U_{ном сн}, кВ 38, 5 38, 5 Напряжение НН U_{ном нн}, кВ 11 11 Потери мощности холостого хода ∆ P₀, кВт 31 43 Потери при коротком замыкании ∆ P_к, кВт 140 200 Ток холостого хода I₀, % 0, 7 0, 6 Напряжение короткого замыкания U_{к в-с}, U_{к в-н}, U_{к с-н}, % 10, 5; 17, 5; 6, 5 10, 5; 17, 0; 6, 0

Таблица 1.6

Значения экономической и финансовой эффективности для варианта 1

Ожидаемые технико-экономические показатели системы электроснабжения (вариант №1)

Показатели

Ед.изм.

Величина показателя

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 выручка от реализации тыс. руб

239100, 7

253165, 5

267230, 3

281295, 0

295359, 8

309424, 5

323489, 3

337554, 0

351618, 8

365683, 5

кап.вложения тыс. руб

3192

6384

затраты на потери эл.эн. тыс. руб

1291, 6

1367, 6

1443, 5

1519, 5

1595, 5

1671, 4

1747, 4

1823, 4

1899, 4

1975, 3

отчисление на экспл. обслуживание тыс. руб

958

налоги и сборы тыс. руб

142110, 7

150503, 9

158897, 3

167290, 5

175683, 8

184077, 1

192470, 3

200863, 6

209256, 8

217650, 1

чистый доход (без дисконт-я) тыс. руб

− 3192

− 6384

94740, 4

100336

105931, 5

111527

117122, 5

122718

128313, 6

133909

139504, 6

145100, 1

коэфф-т дисконт-я о.е.

1, 331

1, 21

1, 1

0, 91

0, 83

0, 75

0, 68

0, 62

0, 56

0, 51

0, 47

0, 42

ЧДД тыс. руб

− 4248, 6

− 7724, 6

− 7022, 4

94740, 4

91205, 4

87499, 4

83756, 8

79994, 7

76207, 9

72368, 9

68695, 3

65148, 6

61522, 4

ЧДД нарастающим итогом тыс. руб

− 4248, 6

− 11973, 2

− 18995, 6

75744, 8

166950, 2

254449, 6

338206, 4

418201, 1

494409

566777, 9

635473, 2

700621, 8

762144, 2

рентабельность продукции %

39, 62

39, 63

39, 64

39, 65

39, 66

39, 67

39, 68

валовая прибыль тыс. руб

236851, 1

250839, 9

264828, 8

278817, 5

292806, 3

306795, 1

320783, 9

334772, 6

348761, 4

362750, 2

тариф р/кВтч

1, 125

1, 15

1, 2

1, 275

1, 35

1, 425

1, 500

1, 575

1, 650

1, 725

1, 800

1, 875

1, 95

Таблица 1.7

Значения экономической и финансовой эффективности для варианта 2

Ожидаемые технико-экономические показатели системы электроснабжения (вариант №2)

Показатели

Ед.изм.

Величина показателя

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 выручка от реализации

тыс. руб

239100, 7

253165, 5

267230, 3

281295, 0

295359, 8

309424, 5

323489, 3

337554, 0

351618, 8

365683, 5

кап.вложения

тыс. руб

3472

6944

затраты на потери эл.эн.

тыс. руб

1280, 1

1355, 4

1430, 7

1506, 0

1581, 3

1656, 6

1731, 9

1807, 2

1882, 5

1957, 8

отчисление на экспл. обслуживание

тыс. руб

1042

налоги и сборы

тыс. руб

142110, 7

150503, 9

158897, 3

167290, 5

175683, 8

184077, 1

192470, 3

200863, 6

209256, 8

217650, 1

чистый доход (без дисконт-я)

тыс. руб

− 3472

− 6944

94740, 4

100336

105931, 5

111527

117122, 5

122718

128313, 6

133909

139504, 6

145100, 1

коэфф-т дисконт-я

о.е.

1, 331

1, 21

1, 1

0, 91

0, 83

0, 75

0, 68

0, 62

0, 56

0, 51

0, 47

0, 42

ЧДД

тыс. руб

− 4621, 2

− 8402, 2

− 7638, 4

94711, 4

91179, 2

87475, 9

83735, 6

79975, 6

76190, 7

72353, 4

68681, 4

65136, 1

61511, 2

ЧДД нарастающим итогом

тыс. руб

− 4621, 2

− 13023, 4

− 20661, 8

74049, 6

165228, 8

252704, 7

336440, 3

416415, 9

492606, 6

564960

633641, 4

698777, 5

760288, 7

рентабельность продукции

39, 61

39, 62

39, 63

39, 64

39, 65

39, 66

39, 67

валовая прибыль

тыс. руб

236778, 6

250768, 1

264757, 6

278747

292736, 5

306725, 9

320715, 4

334704, 8

348694, 3

362683, 7

тариф

р/кВтч

1, 125

1, 15

1, 2

1, 275

1, 35

1, 425

1, 500

1, 575

1, 650

1, 725

1, 800

1, 875

1, 95

По данным таблиц графически определим сроки окупаемости проектов. Для этого необходимо построить графики (рис. 1.4) в координатах: ось Х-годы, ось Y-ЧДД.

Рисунок 1.4. Определение срока окупаемости.

По данным табл. 1.6 и 1.7 и рис. 1.4 составляем таблицу 1.8 технико-экономического сравнения вариантов выбранных трансформаторов.

Таблица 1.8

Технико-экономического сравнения вариантов выбранных трансформаторов.

Показатели

Ед.

Изм.

Вариант 1

Вариант 2

Номинальное напряжение

кВ

110

Мощность трансформаторов

МВА

Число часов использования максимума нагрузки

ч/год

5897

Рентабельность продукции

39, 74

39, 73

Интегральный эффект

тыс. руб.

762144, 2

760288, 7

Срок окупаемости

лет

На основании анализа экономической эффективности можно сделать вывод, что по сроку окупаемости варианты равнозначны. Определяющим критерием является ЧДД. Поэтому в проекте принимаем вариант 1 с трансформаторами ТДТН-25000/110.

Таблица 1.9

Активные и реактивные сопротивления обмоток трансформатора

Активное сопротивление обмотки ВН R_ТВ, Ом	1, 5
Активное сопротивление обмотки СН R_ТС, Ом	1, 5
Активное сопротивление обмотки НН R_ТН, Ом	1, 5
Индуктивное сопротивление обмотки ВН x_ТВ, Ом	56, 9
Индуктивное сопротивление обмотки СН x_ТС, Ом	0
Индуктивное сопротивление обмотки НН x_ТН, Ом	35, 7

Рассмотрим расчет тока КЗ в точке К1. С помощью вычислений преобразуем схему к простейшему виду (рис. 1.9).

Рисунок 1.9. Преобразование схемы замещения.

Рассчитываем результирующие сопротивления:

(1.30)

(1.33)

Ток КЗ в точке К-1 находится по формуле (1.34), кА:

где U_си Х_∑ - среднее напряжение сети и найденное ранее значение суммарного сопротивления до точки КЗ.

Постоянная времени затухания апериодической составляющей может быть найдена по формуле (1.35):

где Х_∑и R_∑ - индуктивная и активная составляющие результирующего сопротивления расчетной схемы относительно точки КЗ;

ω – угловая частота напряжения сети.

Ударный коэффициент:

Ударный ток, кА:

Дальнейший расчет токов КЗ для точек К-2 и К-3 производится аналогичным образом, при этом суммарное сопротивление системы Х_∑ относительно шин ВН приводится к уровню напряжения точки КЗ по формуле:

Аналогичным образом приводится к уровню напряжения точки КЗ суммарное активное сопротивление относительно КЗ на стороне ВН подстанции R_∑.

Сопротивления обмоток (табл. 1.9) также приводятся к уровню напряжения точки КЗ по формуле (1.38).

Результаты расчета токов КЗ для точек К-2 и К-3 сведены в табл.1.10.

Таблица 1.10

Расчет токов короткого замыкания

Точка КЗ	U _с, кВ	R_∑, Ом	Х_∑, Ом	Z_∑, Ом	I _к _i ⁽³⁾, кА	Т_а _i	k_уд _i	i _уд _i, кА
К-1	115	7, 65	17, 46	19, 06	3, 48	0, 007	1, 24	6, 10
К-2	37	1, 03	5, 15	5, 25	4, 07	0, 016	1, 54	8, 86
К-3	10, 5	0, 097	1, 007	1, 012	5, 99	0, 033	1, 74	14, 74

Выбор шин на стороне 35 кВ.

По длительному току выбираем провод марки АС-240/32, I_доп= 605 А, d=2, 16 см:

I_max _СН= 577, 4 А < I_доп = 605 А.

Проверка на термическую стойкость не производится т.к. шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

Проверку гибких шин электродинамическую стойкость не производим, ввиду больших расстояний между фазами и незначительных при этом сил взаимодействия.

Выбор шин на стороне 10 кВ.

Распределительное устройство 10 кВ планируется также закрытого типа с жесткими шинами. По длительному току выбираем жесткие алюминиевые однополосные шины прямоугольного сечения hxb=120х10 мм, I_доп= 2070 А [2]:

I_max _НН= 2020, 7 А < I_доп = 2070 А.

Проверка шин на термическую стойкость при КЗ производится по условию:

где q – минимальное сечение по условию термической стойкости, мм:

где С – постоянная для алюминиевых шин, С = 91 А·с^1/2/мм² по [2, табл. 3.14];

В_к – тепловой импульс тока КЗ, кА²·с:

где t _отк – время работы защиты, t _отк=0, 5 с.

Минимальное сечение по условию термической стойкости:

Выбранные шины термически стойкие.

Жесткие шины, укрепленные на изоляторах, представляют собой динамическую колебательную систему, находящуюся под воздействием электродинамических сил. В такой системе возникают колебания, частота которых зависит от массы и жесткости конструкций. Электродинамические силы, возникающие при КЗ, имеют составляющие, которые изменяются с частотой 50 и 100 Гц. Если собственные частоты системы «изоляторы-шины» совпадут с этими значениями, то нагрузки на шины и изоляторы возрастут. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц, то механического резонанса не возникает.

Определим частоту собственных колебаний для алюминиевых шин, Гц:

где l – расстояние между опорными изоляторами, принимаем l = 1, 5 м;

J – момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см⁴, при расположении шин " на ребро" [2]:

Механический резонанс исключен.

Проверка шин на электродинамическую стойкость при КЗ производится по условию:

где σ _доп, σ _рас – соответственно допустимое и расчетное значения механических напряжений в материале проводника.

Определим наибольшее удельное усилие при 3-х фазном КЗ, Н/м:

где а – расстояние между фазами, принимаем а = 0, 2 м.

Изгибающий момент, Н*м:

Напряжение в материале шины, возникающее под воздействием изгибающего момента, МПа:

где W – момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см³.

Момент сопротивления шины (при расположении " на ребро" ):

Шины механически прочны.

В табл. 2.1 сведем выбранные токопроводы.

Таблица 2.1

Принятые токопроводы на участках электрической схемы

Участок схемы	Тип токопровода	Расчетный ток, А	Максимальный ток, А	Допустимый ток, А
Система-трансформатор	АС-70/11	91, 9	183, 7	265
Трансформатор-РУ 35 кВ, РУ-35 кВ	АС-240/32	288, 7	577, 4	605
Трансформатор-РУ 10 кВ, РУ-10 кВ	АДО 120х10	1010, 4	2020, 7	2070

Выбор изоляторов.

В распределительных устройствах шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах.

Выбор подвесных изоляторов.

На стороне ВН. Выбираем в качестве поддерживающих и натяжных изоляторов для ошиновки ОРУ 110 кВ подвесные линейные полимерные изоляторы ЛК70/110–III, имеющие массу 6, 47 кг (с арматурой), рассчитанные на механическую разрушающую силу при растяжении не менее 70 кН и предназначенные для III степени загрязнения атмосферы [7, табл. 50.14].

На стороне СН. Выбираем подвесные линейные полимерные изоляторы ЛК70/35–III, имеющие массу 3, 6 кг (с арматурой), рассчитанные на механическую разрушающую силу при растяжении не менее 70 кН и предназначенные для III степени загрязнения атмосферы [7, табл. 50.14].

Выбор проходных изоляторов.

Проходные изоляторы предназначены для проведения проводника сквозь заземленные кожухи трансформаторов и аппаратов, стены и перекрытия зданий. Проходные изоляторы выбираются по:

· напряжению U_уст ≤ U_ном;

· номинальному току I_max ≤ I_ном;

· допустимой нагрузке F_расч ≤ 0, 6·F_разр.

На стороне НН выбираем проходной изолятор наружно-внутренней установки ИП-10/3150-3000УХЛ2 по [5 табл. 5.8] с F_разр = 30000 Н; U_ном= 10 кВ; I_ном = 3150 А.

Выполним проверку:

10 кВ ≤ 10 кВ

2020, 7 А ≤ 3150 А.

Разрывное усилие, Н:

где К_ф – коэффициент формы, К_ф = 0, 5;

Выбранный проходной изолятор ИП-10/3150-3000УХЛ2 подходит по всем условиям.

Выбор опорных изоляторов.

На стороне ВН. Выбираем высоковольтные опорные стержневые полимерные изоляторы ОСК-10-110/450-III-УХЛ1 с защитной оболочкой из кремнийорганической резины с F_разр =10 кН=10000 Н; U_ном= 110 кВ.

Выполним проверку:

110 кВ = 110 кВ

Разрывное усилие по (2.14) при К_ф = 1, 0:

Выбранный изолятор ОСК-10-110/450-III-УХЛ1 подходит по всем условиям.

На стороне СН. Выбираем высоковольтные опорные стержневые полимерные изоляторы ОСК-4-35/190-III-УХЛ3 с защитной оболочкой из кремнийорганической резины с F_разр=5 кН= 5000 Н; U_ном= 35 кВ.

Выполним проверку:

35 кВ = 35 кВ

Выбранный изолятор ОСК-4-35/190-III-УХЛ3 подходит по всем условиям.

На стороне НН. Выбираем высоковольтные опорные стержневые полимерные изоляторы ОСК-6-10/85-III-УХЛ1(3) с F_разр =6 кН=6000 Н; U_ном= 10 кВ.

Выполним проверку:

10 кВ ≤ 10 кВ

Выбранный изолятор ОСК-6-10/85-III-УХЛ1(3) подходит по всем условиям.

В табл. 2.2 сведем выбранные изоляторы.

Таблица 2.2

Принятые изоляторы на участках электрической схемы

Участок схемы	Тип изолятора
Система-трансформатор	ЛК70/110–III, ОСК-10-110/450-III-УХЛ1
Трансформатор-РУ 35 кВ, РУ-35 кВ	ЛК70/35–III, ОСК -4-35/190-III-УХЛ3
Трансформатор-РУ 10 кВ, РУ-10 кВ	ОСК -6-10/85-III-УХЛ1, ИП-10/3150-3000УХЛ2

Таблица 2.3

Выбор выключателей на ВН

Место установки	Тип оборудования	Условия выбора	Данные аппарата	Данные сети
Q1 – Q3	ВГБУ-110-40/2000У1	U_ном≥ U_сети I_ном≥ I_р_max I_откл_._н_.≥ I_к_i⁽³⁾ I²_тер_.∙ t_тер≥ B_к i_дин≥ i_уд	U_ном= 110 кВ I_ном = 2000 А I_{откл. н.} = 40 кА I²_тер.∙ t_тер=1611 кА² ∙ с i_дин = 102 кА	U_сети = 110 кВ I_р_max = 183, 7 А I_к_i⁽³⁾ = 3, 48 кА B_к = 12, 2 кА² ∙ с i_уд = 6, 10 кА

Выберем выключатели на СН (Q4-Q12 рис. 1.6).

На данном напряжении к установке принимаем элегазовые выключатели ВГБЭ-35-IV-12, 5/630 УХЛ2 со встроенными трансформаторами тока [8, с. 41–44].

Условия выбора, данные аппарата и сети сведем в табл. 2.4.

Таблица 2.4

Выбор выключателей на СН

Место установки	Тип оборудования	Условия выбора	Данные аппарата	Данные сети
Q4 – Q12	ВГБЭ-35-IV-12, 5/630 УХЛ2	U_ном≥ U_сети I_ном≥ I_р_max I_{откл. н.}≥ I_к_i⁽³⁾ I²_тер.∙ t_тер≥ B_к i_дин≥ i_уд	U_ном= 35 кВ I_ном = 630 А I_{откл. н.} = 12, 5 кА I²_тер.∙ t_тер=80, 6 кА² ∙ с i_дин = 35 кА	U_сети = 35 кВ I_р_max = 577, 4 А I_к_i⁽³⁾ = 4, 07 кА B_к =8, 6 кА² ∙ с i_уд = 8, 86 кА

Выберем выключатели на НН (Q13-Q23 рис. 1.7).

На данном напряжении к установке принимаем вакуумные выключатели внутреннего исполнения ВВЭ-М− 10− 20/3150У3 и ВВЭ-М− 10− 20/630У3 [8, с. 33− 35].

Условия выбора, данные аппарата и сети сведем в табл. 2.5.

Таблица 2.5

Выбор выключателей на НН

Место установки	Тип оборудования	Условия выбора	Данные аппарата	Данные сети
Q13 – Q15	ВВЭ-М− 10− 20/3150У3	U_ном≥ U_сети I_ном≥ I_р_max I_откл_._н_.≥ I_к_i⁽³⁾ I²_тер_.∙ t_тер ≥ B_к i_дин≥ i_уд	U_ном= 10 кВ I_ном = 3150 А I_{откл. н.} = 20 кА I²_тер.∙ t_тер=213 кА² ∙ с i_дин = 52 кА	U_сети = 10 кВ I_р_max =2020, 7 А I_к_i⁽³⁾ = 5, 99 кА B_к = 19, 1 кА² ∙ с i_уд = 14, 74 кА
Q16 – Q23	ВВЭ-М− 10− 20/630У3	U_ном≥ U_сети I_ном≥ I_р_max I_откл_._н_.≥ I_к_i⁽³⁾ I²_тер_.∙ t_тер ≥ B_к i_дин≥ i_уд	U_ном= 10 кВ I_ном = 630 А I_{откл. н.} = 20 кА I²_тер.∙ t_тер=213 кА² ∙ с i_дин = 52 кА	U_сети = 10 кВ I_р_max = 360, 8 А I_к_i⁽³⁾ = 5, 99 кА B_к = 19, 1 кА² ∙ с i_уд = 14, 74 кА

Выбранные выключатели 10 кВ удовлетворяют всем заданным условиям.

Выбор разъединителей.

Разъединитель – это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.

Выберем разъединители на ВН. Согласно рассчитанным значениям максимальных токов, протекающих по одноцепным линиям и линиям, подходящим к трансформаторам, к установке принимаем разъединители наружного исполнения РНДЗ.1(2)-110/1000У1 трехполюсные двухколонковые с одним (двумя) заземляющими ножами с двигательным приводом ПРН-110ХЛ1 [5, с. 272].

Выбор осуществляется аналогичным образом, как для выключателей.

Условия выбора, данные аппарата и сети сведем в табл. 2.6.

Таблица 2.6

Выбор разъединителей на ВН

Тип оборудования	Условия выбора	Данные аппарата	Данные сети
РНДЗ.1(2)-110/1000У1	U_ном≥ U_сети I_ном≥ I_р_max I²_тер.∙ t_тер≥ B_к i_дин≥ i_уд	U_ном= 110 кВ I_ном = 1000 А I²_тер.∙ t_тер=629, 4 кА² ∙ с i_дин = 80 кА	U_сети = 110 кВ I_р_max = 183, 7 А B_к = 12, 2 кА² ∙ с i_уд = 6, 10 кА

Выберем разъединители на СН.

На данном напряжении к установке принимаем разъединители РНДЗ-1(2)-35/630У1 – разъединители внешней установки трехполюсные с одним (двумя) заземляющими ножами с двигательным приводом ПР-3 [5, с. 266].

Условия выбора, данные аппарата и сети сведем в табл. 2.7.

Таблица 2.7

Выбор разъединителей на СН

Тип оборудования	Условия выбора	Данные аппарата	Данные сети
РНДЗ -1(2)-35/630У1	U_ном≥ U_сети I_ном≥ I_р_max I²_тер.∙ t_тер≥ B_к i_дин≥ i_уд	U_ном= 35 кВ I_ном = 630 А I²_тер.∙ t_тер=322, 5 кА² ∙ с i_дин = 51 кА	U_сети = 35 кВ I_р_max = 577, 4 А B_к = 8, 6 кА² ∙ с i_уд = 8, 86 кА

Выбранные разъединители удовлетворяют всем заданным условиям.

Таблица 2.8

Характеристики выбранных ОПН

Наименование параметра	ОПН-У/TEL-110/77-10-III-УХЛ1	ОПН -У/TEL-35/40, 5-10-III-УХЛ2	ОПН -T/TEL-10/11, 5-10-IV- УХЛ 2
Класс напряжения сети, кВ	110	35	10
Наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение, кВ	·77=133, 4	40, 5	11, 5
Номинальный разрядный ток, кА	10	10	10
Остающееся напряжение на ОПН, не более, кВ, при импульсе тока:
125 А 30/60 мкс	186	-	-
150 А 30/60 мкс	-	96	27, 1
500 А 30/60 мкс	193	100	28, 2
500 А 8/20 мкс	195	101	28, 4
5000 А 8/20 мкс	230	119	33, 2
10000 А 8/20 мкс	246	128	35, 8
20000 А 8/20 мкс	264	138	-
Максимальная амплитуда импульса тока 4/10 мкс, кА	100	100	100
Пропускная способность, не менее, А	450	450	450
Классификационное напряжение ОПН, U_кл, не менее	При амплитуде тока 3, 0 мА – 138	При амплитуде тока 3, 0 мА – 72	При амплитуде тока 3, 0 мА – 20, 7
Удельная энергоёмкость, кДж/кВ	4, 0	2, 5	1, 8
Длина пути утечки, мм	3150	1150	420
Масса, не более, кг	30	20	2, 6
Высота Н, мм	1200	735	190

Таблица 2.9

Выбор трансформаторов тока на ВН

Место установки	Тип оборудования	Условия выбора	Данные аппарата	Данные сети
TA1–TA3	ТВ-110-II-1000/5ХЛ2	Кл.точности – 0, 5 U_ном≥ U_сети I_ном≥ I_р_max I²_тер.∙ t_тер≥ B_к i_дин≥ i_уд	U_ном= 110 кВ I_ном = 500 А I²_тер.∙ t_тер=1267 кА² ∙ с i_дин = 56, 5 кА	U_сети = 110 кВ I_р_max = 183, 7 А B_к = 12, 2 кА² ∙ с i_уд = 6, 10 кА

Выбор трансформаторов тока на CН. К установке в РУ СН были приняты выключатели ВГБЭ-35-IV-12, 5/630 УХЛ2 со встроенными трансформаторами тока ТВ-35-III-600/5ХЛ2 [5, с. 310–315]. Условия выбора, данные аппарата и сети сведем в табл. 2.10.

Таблица 2.10.

Выбор трансформаторов тока на CН

Место установки	Тип оборудования	Условия выбора	Данные аппарата	Данные сети
TA4 – TA12	ТВ-35-III-600/5ХЛ2	Кл.точности – 0, 5 U_ном≥ U_сети I_ном≥ I_р_max I²_тер.∙ t_тер≥ B_к i_дин≥ i_уд	U_ном= 35 кВ I_ном = 600 А I²_тер.∙ t_тер=322 кА² ∙ с i_дин = 25, 5 кА	U_сети = 35 кВ I_р_max = 577, 4 А B_к = 8, 6 кА² ∙ с i_уд = 8, 86 кА

Выбор трансформаторов тока на НН. К установке принимаем трансформаторы тока внутреннего исполнения – опорно-проходные ТЛ 10-IУ3 и опорные ТОЛ 10-1У2 [7, с. 90− 98]. Условия выбора, данные аппарата и сети сведем в табл. 2.11.

Таблица 2.11

Выбор трансформаторов тока на НН

Место установки	Тип оборудования	Условия выбора	Данные аппарата	Данные сети
TA13 – ТА15	ТЛ 10-IУ3	Кл.точности – 0, 5 U_ном≥ U_сети I_ном≥ I_р_max I²_тер.∙ t_тер≥ B_к i_дин≥ i_уд	U_ном= 10 кВ I_ном = 3000 А I²_тер.∙ t_тер=529 кА² ∙ с i_дин = 128 кА	U_сети = 10 кВ I_р_max =2020, 7 А B_к = 19, 1 кА² ∙ с i_уд = 14, 74 кА
TA16 – ТА23	ТОЛ 10-1У2	Кл.точности – 0, 5 U_ном≥ U_сети I_ном≥ I_р_max I²_тер.∙ t_тер≥ B_к i_дин≥ i_уд	U_ном= 10 кВ I_ном = 400 А I²_тер.∙ t_тер=136 кА² ∙ с i_дин = 81 кА	U_сети = 10 кВ I_р_max =360, 8 А B_к = 19, 1 кА² ∙ с i_уд = 14, 74 кА

Выбранные трансформаторы тока удовлетворяют всем заданным условиям.

Таблица 2.12

Выбор трансформаторов напряжения

Место установки	Тип оборудования	Условия выбора	Данные аппарата	Данные сети
ВН – TV1, TV2	НАМИ-110У1	U_ном≥ U_сети	U_ном= 110 кВ	U_сети = 110 кВ
СН – TV3, TV4	НАМИ-35У2	U_ном≥ U_сети	U_ном= 35 кВ	U_сети = 35 кВ
НН – TV5, TV6	НАМИ-10У2	U_ном≥ U_сети	U_ном= 10 кВ	U_сети = 10 кВ

Выбранные трансформаторы напряжения удовлетворяют всем заданным условиям.

Защита шин 10 и 35 кВ

Для быстрого отключения короткого замыкания применим токовую отсечку. От междуфазных коротких замыканий используется отсечка без выдержки времени. От двойных коротких замыканий на землю и двухфазных на землю в одной точке применяется селективная двухступенчатая защита, токовая отсечка без выдержки времени и максимальная токовая защита.

От замыканий на землю применим токовую защиту нулевой последовательности.

Выбор автоматики подстанции

При автоматизации подстанции предусмотрим необходимый минимум следующего оборудования

- Автоматическое включение резервного питания и оборудования (АВР);

- Автоматическое повторное включение (АПВ) на отходящих кабельных и воздушных линий.

Таблица 6.1

Расход на собственные нужды для подстанции 110/35/10

№ п/п	Электроприемники собственных нужд	Установленная мощность ( P _уст ) приемника, кВт	Количество приемников	Суммарная мощность, кВт
1	Электродвигатели обдува силового трансформатора	2, 5	2	5
2	Подогрев шкафов управления	0, 6	2	1, 2
3	Подогрев выключателей ВГБУ-110-40/2000У1	2, 3	3	6, 9
4	Подогрев выключателей ВГБЭ-35-IV-12, 5/630 УХЛ2	1, 6	9	14, 4
5	Подогрев приводов разъединителей	0, 6	30	18
6	Подогрев шкафов релейной аппаратуры	0, 5	4	2
7	Наружное освещение	4, 5	2	9
8	Освещение подстанции	0, 04	50	2
9	Оперативные цепи	1, 8	2	3, 6
Итого:				59, 1

Полученную суммарную нагрузку необходимо умножить на коэффициент спроса К_с=0, 8 [2, с. 475]:

Согласно ГОСТ 9680-77 выберем мощность трансформатора собственных нужд равной 63 кВА.

По рекомендациям «Норм технологического проектирования» на подстанции с двумя трансформаторами устанавливаются два трансформатора собственных нужд ТМ -63/10.

Трансформатор собственных нужд присоединяют к шинам 10 кВ.

Заземление подстанции.

Рассмотрим меры защиты обслуживающего персонала и оборудования, применяемого на ПС.

Все металлические части электроустановок, нормально находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, должны надежно заземляться (соединяться с землей). Для этой цели создается защитное заземление и его целью является защита обслуживающего персонала от опасных напряжений.

На проектируемой ПС заземлены корпуса трансформаторов, вторичные обмотки измерительных трансформаторов, приводы электрических аппаратов, каркасы электрических щитов, пультов, шкафов, металлические конструкции РУ и другое оборудование.

Заземление, предназначенное для создания нормальных условий работы аппаратов или электроустановок – это рабочее заземление. К нему относится заземление нейтрали трансформаторов, дугогасительных катушек.

Для защиты оборудования от повреждений ударами молний применяется грозозащита с помощью разрядников и молниеотводов, которые присоединяются к заземлителям. Обычно для выполнения заземлителей используются естественные или искусственные заземлители.В связи с тем, что данных о естественных заземлителях нет, то в данном проекте применяем искусственное заземляющее устройство.

В качестве искусственных заземлителей применяем прутковую, круглую сталь и полосовую сталь.

Заземляющее устройство выполним из вертикальных заземлителей, соединенных полос, полос, проложенных вдоль рядов оборудования, и выравнивающих полос, проложенных в поперечном направлении, которые создают заземляющую сетку (рис. 7.1).

Рисунок 7.1 Расчет сложных заземлителей

а) контур заземления подстанции, б) расчетная модель

При расчете заземляющего устройства принимаем площадь проектируемой ПС, м²:

Определим коэффициент напряжения прикосновения k_п:

где М - параметр зависящий от сопротивления грунта, при:

М = 0, 52 по [2]

l _в – длина вертикального заземлителя, принимаем l _в = 2 м;

L _Г – длина полос горизонтального заземлителя, принимаем L _Г = 741, 2 м;

а – расстояние между вертикальными заземлителями, принимаем а = 7 м;

β – коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека R_ч = 1000 Ом и сопротивлению растекания тока от ступней R_с =1, 5· =1, 5·70=105 Ом:

Определим напряжение на заземлителе, В:

где U_прдоп– наибольшее допустимое напряжение прикосновения, U_прдоп = 400 В по [2];

что в пределах допустимого (< 10 кВ).

Определим сопротивление заземляющего устройства, Ом:

где I _з – ток стекающий с заземлителя при однофазном коротком замыкании, А:

Действительный план заземляющего устройства преобразуем в расчетную квадратную модель со стороной, м:

Число ячеек на стороне квадрата:

принимаем m = 6.

Длина полос в расчетной модели, м:

Длина сторон ячейки, м:

Число вертикальных заземлителей по периметру контура при а / l _в =7/2=3, 5:

принимаем n _в = 30.

Общая длина вертикальных заземлений, м:

Относительная глубина:

где t– глубина прокладки заземлителя, t= 0, 5 м.

тогда:

Относительное эквивалентное удельное сопротивление для сеток с вертикальным заземлителем по [2, табл. 7.6] для ρ ₁/ρ ₂ = 1, 167, a / l _в = 3, 5 и ( h ₁ − t )/ l _в = (1− 0, 5)/2 = 0, 25:

тогда:

Общее сопротивление сложного заземлителя, Ом:

что меньше допустимого R _{з доп}= 0, 563 Ом.

Напряжение прикосновения, В:

что меньше допустимого U _доп = 400 В.

Молниезащита подстанции

Защиту распредустройств проектируемой подстанции от прямых ударов молний осуществляем молниеотводами. Молниеотвод состоит из металлического молниеприемника, который возвышается над защищаемым объектом и воспринимает удар молнии, и токопроводящего спуска с заземлителем, через который ток молнии отводится в землю.

Применим четыре стержневых молниеотвода по углам подстанции (рис. 7.2).

Рисунок 7.2 Зона защиты четырех молниеприемников.

Принимаем уровень защищаемой зоны h_x по наивысшему элетроборудованию – трансформатору ТДТН-25000/110 – h_x = 6 м. Высоту молниеотвода h принимаем 25 м.

Определим зону защиты молниеотводов.

Так как число молниеотводов больше двух, то внешние части защищаемой зоны определяются по формуле, м:

где h_a – превышение молниеотвода над рассматриваемым уровнем, м:

Высота защитной зоны в середине между молниеприемниками должно удовлетворять условию:

Условием защиты всей площади является выполнение уравнения:

Таким образом, подстанция полностью находится в зоне защиты молниеприемников.

Заключение

Произведен расчет трансформаторной подстанции 110/35/10 кВ. В ходе работы были рассчитаны графики нагрузок, произведен выбор силовых трансформаторов и выполнен их технико-экономический расчет. Выбрана схема электрических соединений, которая является дешевой и наиболее надежной.

Из расчетов токов КЗ, в наиболее тяжелом режиме, был произведен выбор основного оборудования подстанции: шин, изоляторов, силовых выключателей, разъединителей, плавких предохранителей, трансформаторов тока и напряжения. Выбранное оборудование соответствует всем параметрам подстанции и удовлетворяет условиям выбора.

Для подстанции произведен расчет заземления и молниезащиты.

В результате проделанной работы были приобретены навыки по проектированию электрической части электростанций и подстанций.

Реферат

Расчетно-пояснительная записка содержит: 49 страниц, 14 рисунков, 23 таблицы, 9 источников.

Оглавление

Введение. 3

1. Разработка главной схемы электрических соединений подстанции. 4

1.1. Характеристика объекта проектирования. 4

1.2. Обработка графиков нагрузок. 5

1.3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов. 9

1.4. Технико-экономический расчет по выбору мощности силовых трансформаторов. 9

1.5. Проверка трансформаторов на допустимые систематические нагрузки. 16

1.6. Выбор главной схемы электрических соединений. 17

1.7. Выбор марки и сечения проводов. 18

1.8. Проверка сечения проводника по условию короны.. 19

1.9. Расчет токов короткого замыкания. 20

2. Выбор основного электрооборудования и токоведущих частей. 24

2.1. Расчет токов продолжительного режима. 24

2.2. Выбор шин распределительных устройств и силовых кабелей. 25

2.3. Выбор изоляторов. 28

2.4. Выбор высоковольтных выключателей. 30

2.5. Выбор разъединителей. 31

2.6. Выбор плавких предохранителей. 32

2.7. Выбор ограничителей перенапряжений. 32

2.8. Выбор измерительных трансформаторов тока. 33

2.9. Выбор измерительных трансформаторов напряжения. 34

3. Выбор релейной защиты и автоматики. 35

3.1. Выбор релейной защиты подстанции. 35

3.2. Выбор автоматики подстанции. 35

4. Измерение и учет электроэнергии. 39

5. Выбор оперативного тока и источников питания. 39

6. Собственные нужды, измерение, управление и сигнализация на подстанции. 40

6.1. Собственные нужды подстанции. 40

6.2. Регулирование напряжения на подстанции. 40

6.3. Выбор конструкции распределительных устройств. 41

7. Безопасность жизнедеятельности. 42

7.1. Заземление подстанции. 42

7.2. Молниезащита подстанции. 46

Заключение. 48

Список используемых источников. 49

Введение

Разработка главной схемы электрических соединений подстанции

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒