(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование трансформаторной подстанции с двухобмоточным трансформатором
Содержание
Введение
1. Разработка однолинейной схемы коммутации трансформаторной подстанции
1.1 Схемы первичного напряжения 110 кВ
1.2 Схемы вторичного напряжения 35 кВ
2. Расчет мощности подстанции
2.1 Соответствующие дневные графики нагрузок компаний разных отраслей индустрии
2.2 Расчет нагрузок
3. Расчёт наибольших рабочих токов главных присоединений подстанции.
4. Расчет характеристик недлинного замыкания
4.1 Составление расчетной схемы
4.2 Базовые ступени напряжения, расчёт главных характеристик
4.3 Приведение характеристик частей схемы замещения к базовым условиям
5. Выбор и проверка токоведущих частей и электронного оборудования трансформаторной подстанции
5.1 Выбор токоведущих частей.
5.2 Выбор изоляторов.
5.3 Выбор отключающих аппаратов 110 кВ..
5.3.1 Выбор выключателей в ОРУ-110 кВ
5.3.2 Выбор разъединителей в ОРУ-110 кВ
5.3.3 Выбор разрядников в ОРУ-110 кВ
5.3.4 Выбор электронных аппаратов в цепи заземления нейтрали трансформатора.
5.4 Выбор трансформаторов тока
5.5 Выбор трансформаторов напряжения
5.6 Выбор электронных аппаратов в РУ-35 кВ
5.7 Релейная защита
5.8 Управление, сигнализация, блокировка
5.9 Автоматика
5.10 Частотная связь
6.Сборка ТП
6.1 Сборка ОРУ 110 кВ
6.2 Сборка ЗРУ 35 кВ
7. Требования ПУЭ к сооружению трансформаторных подстанции
Заключение
Перечень литературы
Приложения
Таблица 1. — Начальные данные
Наименование характеристик
характеристики
Номер трансформаторной подстанции (ТП)
1
Мощность КЗ на шинах 110 кВ районной подстанции (РП)
РП-1, SK1, МВА
РП-2, SK2, МВА
950
450
Длина воздушных линий (ВЛ) 110 кВ либо 35 кВ, км
l1
l3
l4
l5
l6
l7
других, представленных на начальной схеме нет
31
21
15
28
25
24
Номера потребителей, питающихся от проектируемой подстанции
1, 2, 4, 6, 8
Мощность трансформатора понижающей подстанции от которой питается проектируемая ТП, SНОМ.ТР, МВА
—
Напряжение КЗ трансформаторов, u,%
—
Мощность трансформатора собственных нужд, SТСК, кВА
160
Таблица 2 — Черта пользователя
№
Наименование пользователя
(пользователи 35 кВ)
Установленная мощность, Ру, кВт
Категория пользователя
Коэффициент
спроса, Кс
мощности, Км =
1
Металлургический завод
12 000
1
0,6
0,93
2
Завод стоительных материалов
4 000
2
0,4
0,93
4
Текстильная фабрика
4 500
1
0,63
0,92
6
Машиностроительный завод
6 000
1
0,55
0,93
8
Пищевая индустрия
3 000
1
0,51
0,92
Содержание задания
По данной схеме питания трансформаторных подстанций и перегрузкам требуется:
1. Составить принципную схему электронных соединений ТП на листе формата А1.
2. Найти самые большие активные мощности отдельных потребителей.
3. Вычислить суммарную полную мощность потребителей для всякого напряжения (35 кВ) с учетом утрат в электросетях и трансформаторах.
4. Избрать количество тип и мощность понижающих трансформаторов.
5. Найти мощности на шинах первичного напряжения подстанции.
6. Произвести расчет наибольших токов недлинного замыкания для соответствующих точек ТП.
7. Вычислить самые большие рабочие токи на шинах и по присоединениям 1-го РУ 35 кВ.
8. Произвести выбор и проверку по токам недлинного замыкания основного оборудования 1-го РУ 35 кВ и указать их на принципной схеме электронных соединений:
8.1. сборных шин;
8.2. высоковольтных выключателей;
8.3. разъединителей;
8.4. измерительных трансформаторов тока;
8.5. измерительных трансформаторов напряжения;
9. Обрисовать требования ПУЭ к сооружению ТП.
Начальная схема:
Введение
Электронная подстанция — электроустановка, созданная для приема, преобразования и распределения электронной энергии, снаряженная преобразователями электронной энергии, коммутационным оборудованием и вспомогательными устройствами, необходимыми для управления сиим оборудованием.
Электронная подстанция созданная для преобразования электронной энергии 1-го напряжения в энергию другого напряжения при помощи трансформатора именуется трансформаторной подстанцией.
Зависимо от метода подключения к питающим линиям электропередач электронные подстанции бывают:
Опорные (узловые) — получают питание по трем и наиболее вводам.
Транзитные (проходные) — включены в рассечку полосы электропередач.
Отпаечные — подключаются параллельно одной либо двум линиям электропередач.
Тупиковые (концевые) — размещаются в конце одной либо 2-ух линий электропередач.
В согласовании с ПУЭ, все пользователи электронной энергии делятся на три группы.
К пользователям первой группы относятся пользователи, перерыв питания которых связан с опасностью для жизни людей, повреждением дорогостоящего оборудования, нарушением сложного технологического процесса, массовым браком продукции.
Перерыв питания потребителей первой группы допускается на время автоматического включения резерва.
К пользователям 2-ой группы относятся пользователи, перерыв питания которых связан с простоем людей, недоотпуском продукции, невыполнением плана работы.
Перерыв питания потребителей 2-ой группы допускается на время включения резерва персоналом.
К пользователям третьей группы относятся все другие пользователи, не входящие в первую и вторую группы.
Перерыв питания третьей группы связан с моральным вредом и допускается на время ремонта оборудования, но не наиболее одних суток, за это время должны быть приняты меры по восстановлению электроснабжения потребителей внедрение передвижных подстанций и трансформаторов, временных питающих линий.
1. Разработка однолинейной схемы коммутации трансформаторной подстанции
1.1 Схемы первичного напряжения 110 кВ
Экономически целесообразное напряжение питающей полосы ТП можно оценить по формуле
UЭК =
UЭК = = 107,53 кВ
Что полностью соответствует данному напряжению в 110 кВ.
При разработке схемы электронных соединений следует стремиться к наибольшему их упрощению и использованию минимума коммутационных аппаратов. Такие схемы не только лишь дешевле, да и надежнее. Упрощению схемы содействует применение автоматики (АВР, АПВ), позволяющей стремительно и безошибочно производить резервирование частей и тем увеличивать надёжность электроснабжения. Более экономно применение блочных схем, при которых отсутствуют сборные шины первичного напряжения и, как правило, выключатели. Применение их оправдано при питании конкретно от районных подстанций (блок: линия 35 — 220 кВ — трансформатор ГПП).
На больших трансформаторных подстанциях г(лавных понизительных подстанциях и подстанциях глубочайшего ввода (ПГВ), как правило, число трансформаторов не наиболее 2-ух. Это обеспечивает надежное питание потребителей всех категорий.
Однотрансформаторные ПГВ допускается использовать при обеспечении послеаварийного питания нагрузок по связям вторичного напряжения с примыкающими ПГВ, с ТЭЦ либо иными источниками питания, также при отсутствии ударных нагрузок, создаваемых электропечами, прокатными станами и т. п.
При магистральном питании однотрансформаторных ПГВ по линиям 35-220 кВ наиблежайшие подстанции рекомендуется присоединять к различным линиям либо цепям с следующим внедрением в послеаварийных режимах связей на вторичном напряжении.
Для уменьшения токов недлинного замыкания работа трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях в сетях промышленных компаний, как правило, предусматривается раздельной. Следует стремиться использовать однотипные трансформаторы схожей мощности для упрощения подмены в случае выхода 1-го трансформатора из строя, также для сокращения номенклатуры складского резерва.
Число и мощность трансформаторов выбираются:
* по группы потребителей с учетом наличия у потребителей нагрузок 1-й группы, требующих надежного резервирования;
* по графику перегрузки пользователя, средней и наибольшей мощности компании;
* по технико-экономическим показателям отдельных намеченных вариантов числа и мощности трансформаторов с учетом серьезных издержек и эксплуатационных расходов.
Более нередко используются блочные схемы подстанций 35 — 220 кВ без перемычки меж питающими линиями с трансформаторами мощностью 6300 кВА и выше приведены на рис.1.1.
Схема 1.1, а целесообразна, если питание всякого трансформатора осуществляется по отдельной полосы. При срабатывании защиты трансформатора врубается короткозамыкатель, что приводит к отключению выключателя на питающей подстанции, и линия остается без напряжения.
Когда к питающей полосы на отпайках присоединены несколько подстанций, используют линию 1.1, б. В данной нам схеме опосля отключения выключателя на питающей подстанции предвидено отключение отделителя на ГПП, опосля что устройством АПВ восстанавливается питание иных подстанций. В отдельных вариантах заместо отделителей и короткозамыкателей приходится использовать выключатели. Быть может применена схема 1.1, в для подстанций в районах Последнего Севера и в зонах с грязной средой, где отделители и короткозамыкатели работают недостаточно надёжно, либо при расположении ГПП близко от районной подстанции, потому что включение короткозамыкателя в этом случае приводит к значительному понижению напряжения на шинах районной подстанции.
а) б)
в)
рис. 1.1. Схемы блочных подстанций 35 — 220 кВ без перемычек меж питающими линиями: а) — с короткозамыкателями; б) — с короткозамыкателями и отделителями; в) — с выключателями.
Схема мостика с отделителями, короткозамыкателями и с неавтоматической перемычкой, содержащей два разъединителя меж вводами, приведена на рис. 1.2, а. Эта перемычка дозволяет сохранить в работе трансформатор при повреждении питающей его полосы, подключив его ко 2-ой полосы. Схему мостика с выключателем в перемычке (рис. 1.2, б) употребляют при питании подстанции по транзитным линиям 110 — 220 кВ либо по линиям с двухсторонним питанием. Чтоб не прерывать транзит энергии на полосы при ремонте выключателя, употребляют ремонтную перемычку с 2-мя разъединителями. По причинам обозначенным выше, может быть применение в схеме 1.2,б выключателей заместо отделителей и короткозамыкателей. При напряжении 110 кВ к нейтрали трансформатора присоединяют заземляющий разъединитель и разрядник. Нейтрали трансформаторов 220 кВ заземляют наглухо.
а) б)
рис. 1.2. Схемы блочных подстанций 110 (220) кВ с перемычкой меж питающими линиями: а) — схема мостика с отделителями и неавтоматической перемычкой; б) — схема мостика с выключателем в перемычке.
Согласно СТО 5647007-29.240.30.010-2008. «Схемы принципные электронные распределительных устройств подстанций 35 — 750 кВ. Типовые решения» есть обычные схемы.
Разглядим некие из их для двухобмоточных трансформаторов (приложение А).
1.2 Схемы вторичного напряжения 35 кВ
При проектировании схемы электроснабжения компаний вместе с надёжностью и экономичностью нужно учесть такие требования, как нрав размещения нагрузок на местности компании, потребляемую мощность, наличие собственного источника питания.
В нашем случае перегрузка представлена объектами средней (5 — 7,5 до 75 МВА)[Металлургический завод (12 МВА), машиностроительный завод (6 МВА)] и малой (до 5МВА) [завод стойматериалов (4 МВА, текстильная фабрика (4,5 МВА), предприятие пищевой промышленности (3 МВА)] мощности. Для компаний средней и малой мощности, как правило, используют схемы электроснабжения с одним приёмным пт электроэнергии (ГПП, ГРП. РП). У нас имеются пользователи I группы, в этом случае нужно предугадать секционирование шин приёмного пт и питание каждой секции по отдельной полосы.
Для компаний средней мощности, получающих питание 35 кВ и наиболее используют схему глубочайшего ввода. Таковая схема характеризуется очень вероятным приближением высшего напряжения к электроустановкам потребителей с наименьшим количеством ступеней промежной трансформации и аппаратов.
Полосы глубочайших вводов проходят по местности компании и имеют ответвления к нескольким подстанциям глубочайших вводов (ПГВ), расположенных близко от питаемых ими нагрузок. Обычно ПГВ делают по обычной схеме: без выключателей и сборных шин на стороне высшего напряжения.
Глубочайшие вводы производят с помощью магистральных воздушных линий (рис. 1.3). Распределение электроэнергии при таковых схемах осуществляется на РУ вторичного напряжения 10 кВ и 0,4 кВ.
Рис. 1.3. Глубочайший ввод, выполненный магистральными ВЛ.
Для потребителей малой мощности используют более дешевенькие схемы с отделителями и кратко замыкателями (рис.1.4).
а) б)
Рис. 1.4. а) схема подстанции на разъединителях и короткозамыкателях; б) схема подстанции на разъединителях, отделителях и короткозамыкателях.
Сначала рекомендуется обширное применение обычных круговых (рис. 1.5) и магистральных схем. В крайнем случае применение схемы двойной сквозной магистрали (рис. 1.6) и наличие запасных перемычек на низшем напряжении дозволяет обеспечить надежное питание потребителей хоть какой группы. Окончательный выбор схемы делается методом сравнения ТЭП 2-3 вариантов. Аспектом выбора является минимум приведенных издержек.
Рис. 1.5. Одноступенчатая круговая схема внутреннего распределения электроэнергии
Рис. 1.6. Схема питания двойными сквозными магистралями
На рис 1.7. представлена подготовительная макет-схема, по которой составим однолинейную схему коммутации трансформаторной подстанции.
Рис. 1.7. Однолинейная облегченная схема (схема)
2. Расчет мощности подстанции
2.1 Соответствующие дневные графики нагрузок компаний разных отраслей индустрии
При решении вопросцев развития распределительной сети, сети наружного электроснабжения промышленных компаний, также при выполнении электронных расчетов сетей в соответствующих режимах требуются данные о графиках электронных нагрузок компаний разных отраслей индустрии. На рис. 2.1-2.6 приведены соответствующие дневные графики активной и реактивной нагрузок компаний разных отраслей индустрии (данных в задании).
Рис. 2.1. Завод чёрной металлургии
Рис. 2.2. Завод цветной металлургии
Рис. 2.3. Завод стройматериалов
Рис. 2.4. Текстильная фабрика
Рис. 2.5. Машиностроительный завод (станкостроение)
Рис. 2.6. Завод пищевой индустрии.
2.2 Расчет нагрузок
электронные перегрузки компаний являются определяющими для выбора всех частей системы электроснабжения (СЭС): мощности понижающих трансформаторных подстанций потребителей (ТПП), главной понижающей подстанции (ГПП) либо центрального распределительного пт (ЦРП), распределительной сети. Мощность всякого пользователя определяют исходя из данного значения его установленной мощности, коэффициентов спроса и мощности, типового графика перегрузки (в курсовом проекте любой данный пользователь рассматривается в целом без разделения его перегрузки по цехам, участкам и т. п.). на основании формулы
Рmax = Ру Кс (2.1)
где Ру — установленная мощность пользователя, кВт;
Кс — коэффициент спроса, учитывающий загрузку и КПД оборудования
вычисляют наивысшую активную мощность пользователя. Потом определяют реактивную мощность в час максимума.
Qmax = Pmax (2.2)
Наибольшая полная мощность всех потребителей с учетом утрат в сетях выше 1000 В и понижающих трансформаторах потребителей, кВА
Smax = (1 + ) (2.3)
где рпост и рпер — неизменные и переменные утраты в стали трансформаторов и переменные утраты в сетях и трансформаторах, принимаемые соответственно равными 1 — 2% и 6 — 10%;
— наибольшее
— сумма реактивных мощностей всех n потребителей в час максимума суммарной перегрузки, квар, рассчитывается по формуле (2.1).
В расчетах принимаем последующее:
(2.4)
(2.5)
где — наибольшая мощность пользователя, определенная по выражению (2.1);
Кум — коэффициент роли в максимуме;
для потребителей с неравномерным графиком перегрузки Кум 0,75 0,8 — пользователь 2.
для компаний с механическим оборудованием, насосными установками и остальных потребителей с непрерывным технологическим действием и с равномерным графиком Кум 0,90 0,95 — пользователь 1, 4, 6, 8.
Расчеты сведем в таблицу.
Таблица 2.1. электронные перегрузки
Наименование перегрузки
Pу (кВт)
Категория пользователя
Kс
Км
(cosц)
Км
(tgц)
Pmax, МВт
Qmax, Вар
Металлургический завод
12 000
1
0,6
0,93
0,395
11,16
4.582
Завод стоительных материалов
4 000
2
0,4
0,93
0,395
3,72
1.469
Текстильная фабрика
4 500
1
0,63
0,92
0,426
4.14
1.764
Машиностроительный завод
6 000
1
0,55
0,93
0,395
5.58
2.204
Пищевая индустрия
3 000
1
0,51
0,92
0,426
2.76
1.176
29500
27.36
11.195
10.415 вар.
В итоге получаем:
Полная мощность на вторичной обмотке трансформаторов ТП, нужная для питания потребителей:
Smax2 = = = 27,484 MBA
Мощность перегрузки на первичной стороне трансформатора с учетом утрат в нём:
Smax1 = (1 + ) = 30,232 МВА.
С учетом мощности установленного трансформатора собственных нужд SСН = 160 кВА = 0,160 МВА полная наибольшая мощность на шинах 35 кВ:
Smax = 30,392 МВА
Выбор понижающих трансформаторов
МВА (2.6)
Таблица 2.2. Трансформатор ТРДН-25000/110 (ТДН-25000/110) паспортные данные
Тип
Sном,
МВА
Uном обмоток, кВ
Схема и группа со-
единения обмоток
Утраты, Вт
uКЗ, %
IXX, %
ВН
НН
PXX
кВт
PКЗ кВт
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Напряжение до220 кВ
ТДН-25000/110
25
115
38,5
25
120
10,5
0,65
ТРДН-25000/110
25
115
38,5
25
120
10,5
0,65
· КZ = 0.62- коэффициент загрузки трансформатора в обычном режиме;
· KИП = 0,05
При расчёте нагрузочной возможности трансформатора по программке Circuit Magic. 1.0.0.3. получили последующие результаты:
ѕ Наибольшая температура масла Тмах = 84,98;
ѕ Наибольшая температура обмотки Тоб = 131,42;
ѕ Дневной Износ изоляции 3,82.
Согласно сиим вспомогательным расчетным данным трансформатор подступает.
Произведем четкий расчет мощности перегрузки с учетом избранных трансформаторов
Расчёт утрат в трансформаторе
кВт (2.7)
где Kz-коэффициент загрузки трансформатора в обычном режиме, -активные утраты в обмотке трансформатора,
— реактивные утраты в обмотке трансформатора.
(2.8)
где ДQk — реактивные утраты в обмотке трансформатора,
SHOM.TP — номинальная мощность трансформатора,
uk% -напряжение недлинного замыкания.
(2.9)
где -активные утраты в стали трансформатора,
— реактивные утраты в стали трансформатора.
кВар (2.10)
где -реактивные утраты в стали трансформатора,
— номинальная мощность трансформатора,
—ток холостого хода.
кВар (2.11)
где -реактивные утраты в стали трансформатора,
— реактивные утраты в меди трансформатора,
-коэффициент загрузки,
-потери реактивной энергии на 1 трансформатор.
кВт (2.12)
где -активные утраты в трансформаторах,
-активные утраты в обмотке трансформатора,
-активные утраты в стали трансформатора,
n — число трансформаторов на ГПП.
кВар (2.13)
где -реактивные утраты в стали трансформатора,
— реактивные утраты в меди трансформатора,
-потери реактивной энергии на трансформаторах подстанции, n-число трансформаторов на ГПП.
кВт (2.14)
где — расчётная мощность на стороне 35кВ,
ДP -активные утраты в трансформаторах,
— расчётная мощность на стороне 110 кВ.
= 11195 + 2343,1 = 13538,1 кВар (2.15)
где — расчётная реактивная мощность на стороне 35 кВ,
ДQ — реактивные утраты в трансформаторах,
— расчётная реактивная мощность на стороне 110 кВ.
=
= 30 759,7 30 760 кВА (2.16)
С учетом ТСН: Smax = 30,760 + 0,16 = 30,92 МВА
Smax(приближенный расчет) = 30,392 МВА
Smax(четкий расчет) = 30,92 МВА
Вывод: значения мощности сравнимы.
Погрешность составила:
= 100 % = 1,74 % (что меньше 3 — 5 %).
Избираем Smax(четкий расчет) = 30,92 МВА
А (2.17)
где U-номинальное напряжение питающей сети,
-расчётный ток в послеаварийном режиме.
Выбор сечения проводов воздушной ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока)
Выбор сечения провода проводится по экономической плотности тока в обычном и аварийном режиме:
Sэк =
где jэк ? нормированное
1. По перегрузочной возможности (в аварийном режиме при выключении одной из питающих линий)
1,3 Iдоп Iв а.р.
где Iдоп ? допустимый ток для избранного сечения, А;
Iв а.р. ? расчетный ток в аварийном режиме, А.
2. По условию механической прочности: согласно условию механической прочности на воздушных линиях выше 1000 В могут применяться дюралевые провода сечением не наименее 35 мм2, сталеалюминевые и железные — не наименее 25 мм2.
3. По допустимой потере напряжения: допустимая длина питающей полосы определяется
Lдоп = LДU1% ДU доп Lфакт
где LДU1% ? длина полосы при полной перегрузке, на которой утрата напряжения равна 1%, принимается по справочной литературе;
ДU доп ? допустимое
Lф акт — фактическая длина полосы, км.
4. Проверка на корону делается лишь для Uм он ? 110 кВ)
Проверяется выполнение условия
1,07 ? Е ?0,9 ? E0
где Е — напряженность электронного поля около поверхности нерасщепленного провода;
Е = (кВ/см),
Dср — среднегеометрическое расстояние меж проводами фаз, смСреднегеометрическое расстояние меж проводами одноцепной полосы находится по формуле
DCP =
где D12, D13, D23 — расстояния меж проводами отдельных фаз.
Чертежи и геометрические размеры неких типов опор даны
E0 — исходная напряженность появления коронного разряда.
Для проводов радиуса r определяется по формуле
Е0 = 24,5 (кВ/см),
где m = 0,82-0,94 — коэффициент гладкости провода;
д = 1,04-1,05 (для районов с умеренным климатом) — относительная плотность воздуха, определяемая атмосферным давлением и температурой воздуха;
r — радиус провода, см.
При радиусе провода r < 1см можно применять формулу
Е0 = 30.3 (кВ/см),
Определим технико-экономические характеристики варианта схемы наружного электроснабжения компаний первой группы по надежности, работающего в три смены (Tmax =6300 ч), при питании напряжением Uн1=110 кВ и Uн2=35 кВ. Длина линий L= 113 и 31 км; расчетная мощность перегрузки Sрасч = 30,760 МВ?А.
Разглядим вариант — напряжение питающей полосы 110 кВ.
Избираем двухцепную воздушную линию со сталеалюминиевыми проводами на железных опорах, вычислив экономическое сечение провода по последующей формуле
Sэк = = = 81,24 мм2
где jэк =1 А/мм2 ? нормированное
Из обычного ряда сечений с ориентацией на условие коронирования согласно советам ПУЭ принимаем S = 95/16 мм2, допустимый ток — Iдоп = 330 А.
Проверяем выбранное сечение по перегрузочной возможности
1,3?330 = 429 ? 2?161,638= 323,276 А.
По условию механической прочности 95 мм2 > 25 мм2.
По допустимой потере напряжения
Lдоп = 4,85 5% 131 км
Условие не производится, потому избираем (поочередно перебирая) провода марки АС-185/29, допустимый ток — Iдоп = 520 А., тогда
По допустимой потере напряжения
Lдоп = 4,62 5% 131 км
Проверка на корону: для двухцепной металлической опоры с подвеской проводов шестиугольником находим среднегеометрическое расстояние меж проводами
DCP = = = 5.47 м
Исходная напряженность появления коронного разряда (для провода марки АС-185, r = 0,94 см): Е0 = 30.3 = 30.3 = 33,68(кВ/см),
Напряженность электронного поля около поверхности нерасщепленного провода рассчитывается по формуле:
Е = = = 14,983
Проверяем выполнение условия:
1,07 ? Е ?0,9 ? E0
1,07?14,983 = 16,032 ? 0,9?33,68 = 30,312 кВ/см.
Выбранное сечение удовлетворяет всем условиям проверки.
Черта провода АС-185/29
Марка провода
rуд, удельное активное сопротивление на 100 км при 200С
худ, Ом
bуд*10-6, См
qуд, Мвар
АС-185/29
16,2
41,3
2,75
3,7
Общее удельное сопротивление:
z = = = 0,444 Ом/км
На шинах НН — 35 кВ количество линий определяется по экономической плотности тока
Определяем наибольший ток линий, отходящих к пользователю по КЛ
, кА
кА.
Определяем суммарное экономическое сечение всех кабельных линий, отходящих к пользователю
мм2
где =1,2 А/мм2- финансовая плотность тока
мм2.
Определение кабельных линий
Принимаем за сечение одной полосы 70 мм2
;
.
Определив уточнённое количество линий, производим проверку избранного сечения по допустимому току
где Iдоп = 170 А — допустимый ток;
— уточнённое количество линий;
.
Принимаем трёхжильный кабель марки АСБ-1 — (3 х 700), потому что не известен метод прокладки.
Выбор компенсирующих устройств
Комплектные конденсаторные установки (рис. 2.7) используются на напряжение 35 и 10 (6) кВ для автоматического регулирования (компенсацииреактивной мощности в сети промышленных компаний.
Qe = Pp* tgцэк =27360 * 0.3 = 8208 кВар
где Qe финансовая реактивная мощность,
Pp- расчётная активная мощность на подстанции,
tgцэк = 0.3 -коэффициент мощности задается энергосистемой (избираем равным 0,3).
Qкур= Qsum — Qe = 13621 — 8208 = 5413 кВар
где Qкур — расчётная реактивная мощность батарей конденсаторов,
Qsum — расчётная реактивная мощность на подстанции.
Подсчитаем количество поочередных групп конденсаторов для конденсаторной установки на напряжение 35 кВ, соединенной в треугольник при последующих данных: (Uс = 36 кВ; Uном.к = = 1,05 кВ; К2 = I (индуктивность отсутствует); К1 = 0.9 (расхождение по емкости наиболее 10%).
количество поочередных групп конденсаторов обязано быть:
n = = = 38
При расхождении емкости на 5% количество поочередных групп составит:
n = = 36
Рис. 2.7. Схема подключения комплектной конденсаторной установки 35 кВ для автоматического регулирования (компенсации) реактивной мощности в сети (Схема соединения конденсаторов в ячейке и ячеек в модуле показана условно).
На рис. 2.8. приведена компановка конденсаторов.
Таковым образом, можно скомплектовать батарею на 35 кВ из конденсаторов на напряжение 1,05 кВ из 22, 11 либо 6 отдельных конструкций в каждой фазе (рис. 2.8,а).
При составлении на такую же мощность батареи на 35 кВ из конденсаторов на напряжение 3,15 кВ при установке их на 7 отдельных системах в каждой фазе выходит, что любая система соответствует по напряжению одному конденсатору. При всем этом требуется лишь изоляция конструкции с конденсаторами от земли на изоляторах напряжением 35 кВ (рис. 2.8,б).
Рис. 2.8. Схемы соединений конденсаторных батарей напряжением 35 кВ в звезду (одной фазы). а — из конденсаторов на напряжение 1,05 кВ нз 22 поочередных групп по четыре параллельно; б — из конденсаторов на напряжение 3,15 кВ из 7 поочередных групп по 12 параллельно (числа указывают поочередные группы).
Устанавливаем конденсаторную установку АУКРМ на 35 кВ с конденсаторами КС-1,05 — 50
характеристики
значения
Полная мощность установки, квар
50 — 20 000
Шаг регулирования, квар,
50 — 900
Величина компенсации
Qкур = 5450 кВар
АУКРМ инсталлируются на питающих подстанциях 0,4; 6; 10; 35 кВ с целью автоматического регулирования сosц по низкой либо высочайшей стороне (зависимо от типа перегрузки и схемы питания).
установка АУКРМ обеспечит:
· автоматическое поддержание близкого к единице коэффициента мощности, вследствие что оплата (выдача денег по какому-нибудь обязательству) за потребленную и выработанную реактивную мощность и различные штрафы за реактив снизятся фактически до нуля;
· существенное повышение пропускной возможности трансформаторов и кабелей;
· отсутствие утрат активной мощности, уменьшение на 5-30% выплат за потребленную активную мощность;
· эффективную разгрузку энергосетей от протекания реактивного тока (т.е. дозволит скомпенсировать индуктивную реактивную мощность).
Может быть применение последующих автоматических установок на 35 кВ
· КРМ (УКЛ57) — установка компенсации реактивной мощности без разъединителя, без фильтров гармоник, нерегулируемая, вводная ячейка размещена слева
· КРМ (УКЛ56) — установка компенсации реактивной мощности с разъединителем, без фильтров гармоник, нерегулируемая, вводная ячейка размещена слева
· КРМ (УКРМ) — установка компенсации реактивной мощности с разъединителем, без фильтров гармоник, регулируемая, вводная ячейка размещена слева
· КРМФ — установка компенсации реактивной мощности с разъединителем, с фильтрами гармоник, регулируемая, вводная ячейка размещена слева
Мощность перегрузки с учётом компенсации реактивной мощности составит при UНОМ:
3. Расчёт наибольших рабочих токов главных присоединений подстанции
электронные аппараты выбирают по условиям долгого режима работы сопоставлением рабочего напряжения и большего долгого рабочего тока присоединения, где предполагается установить данный аппарат, с его номинальным напряжением и током. При выбирании учитывается нужное выполнение аппарата (для внешной и внутренней установки). Избранные аппараты выбирают по условиям недлинного замыкания.
Согласно ПУЭ по режиму КЗ при напряжении выше 1000 В не инспектируют:
· аппараты и проводники, защищенные предохранителями с плавкими вставками на номинальный ток до 60 А — по электродинамической стойкости;
· аппараты и проводники, защищенные плавкими предохранителями независимо от их номинального тока и типа — по тепловой стойкости;
· аппараты и шины цепей трансформаторных напряжений при расположении их в отдельной камере либо за дополнительным резистором;
· проводники к неответвленным личным электроприемникам;
· провода воздушных линий (ВЛ) электропередачи при ударном токе КЗ, наименьшем 50 кА, и отсутствии быстродействующих устройств АПВ.
За больший рабочий ток присоединения принимают ток с учетом допустимой перегрузки продолжительностью не меньше 30 мин. При расчете наибольших рабочих токов нужно учесть возможность 1,5-кратной перегрузки трансформаторов в более неблагоприятном режиме, повышение токов параллельно включенных трансформаторов и линий в случае отключения 1-го из трансформаторов либо полосы. Для выбора полосы также следует предугадывать припас на перспективу, который можно принять равным 30% имеющейся мощности потребителей.
Вводы 110 кВ (по формуле (3.1)):
Ip.max = (3.1)
где kпр = 1,3 — коэффициент перспективы развития потребителей;
Sпс — наибольшая полная расчетная мощность подстанции
Ip.max = = 211,224 кА
Система шин 110 кВ:
Ip.max = (3.2)
kрн1 — коэффициент распределения перегрузки по шинам первичного напряжения, равный 0,5 — 0,8.
Ip.max = = 147,857 А
Первичная обмотка понижающего трансформатора:
Ip.max = = = 197,057 А.
Sпс = n*Sтр = 2* 25000 = 50000 кВА — наибольшая полная мощность всей подстанции с 2-мя трансформаторами 25 МВА
— коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов, (1,5).
Обмотка низшего напряжения:
Ip.max = = = 412,882 А.
Система шин 35 кВ:
Ip.max = = 693,64 А.
Питающие полосы потребителей 35 кВ рассчитываем по формуле
Ip.max = = .
где — наибольшая мощность потребителей;
— коэффициент мощности потребителей.
Ip.max1 = = . = 277,03 А
Ip.max2 = = . = 92,343А
Ip.max3 = = . = 105,016 А
Ip.max4 = = . = 138,515 А
Ip.max5 = = . = 70 А
Первичная обмотка ТСН по формуле:
Ip.max = = = 3,964 А
4. Расчет характеристик недлинного замыкания
4.1 Составление расчетной схемы
Схема представлена на рис. 1.5. Составим схему замещения
Рис. 4.1. Схема замещения
4.2 Базовые ступени напряжения, расчёт главных характеристик
Применение системы относительных единиц нередко значительно упрощает расчетные выражения, описывающие процессы в разных элементах электроэнергетической системы, упрощает контроль расчетных данных и сравнение результатов расчетов для установок различной мощности, так как для таковых установок относительные значения расчетных величин нередко имеют однообразный порядок. Чтоб получить относительные значения разных физических величин, нужно за ранее избрать значения соответственных величин, принимаемые за базовые, т.е. в качестве единиц измерения. А именно, чтоб выразить характеристики разных частей схемы замещения электронной цепи и характеристики режима в системе относительных единиц, нужно иметь четыре базовые единицы: базовое напряжение Uб базовый ток Iб базовую мощность (трехфазной системы) Sб и базовое сопротивление Zб. Две из их выбирают произвольно, а две остальные определяют из соотношения для мощности трехфазной системы:
(4.1.)
и формулы, выражающей закон Ома:
(4.2.)
В качестве базисных величин принимаются базисная (базовая) мощность Sб и базисное (базовое) напряжение Uб. За базовую мощность принимается суммарная мощность генераторов (если мощности генераторов известны), либо принимается Sб=100 МВА (Sб=1000 МВА). Для главный ступени, для которой делается расчёт токов недлинного замыкания принимается Uб = Uср. Среднее
U ср = 0,23кВ; 0,4 кВ; 0,525 кВ; 0,69 кВ; 3.15кВ; 6,3кВ; 10,5кВ; 15,75кВ; 21кВ; 37 кВ; 115 кВ; 154 кВ; 230 кВ; 340 кВ; 515 кВ и т.д.
В данной курсовой работе, исходя из характеристик установленных трансформаторов, принимается Sб=1000 МВА, Uб =115 кВ.
Напряжение 2-ой ступени UII = 35 кВ.
Рассчитываем базовый ток и сопротивление, исходя из принятых базовой мощности и напряжения:
(4.3)
(4.4)
Приведение величин 2-ой ступени напряжения к базовой
(4.5)
(4.6)
(4.7)
4.3 Приведение характеристик частей схемы замещения к базовым условиям
сейчас конкретно приступим к расчету характеристик схемы замещения системы. Для расчета характеристик сходу в базовых величинах, рассчитаем базовые напряжения и токи каждой ступени:
Для расчетов примем МВА.
кВ (на 5% больше номинального).
Сопротивления до шин районной подстанции РП1 (РП2)определяем по формуле:
х = (4.8)
х1 = = 0,1053
х2 = = 0,222
относительные сопротивления линий L1 и L3 — 7 (31 и 113 км)
х*б3,4 = х0* L = 0,444*113 * = 0,3794
х*б5,6= х0* L = 0,444*31 * = 0,1041
сопротивления трансформаторов TV1, TV2:
x*7,8 = = = 0,420.
Сопротивление перегрузки, приведенное к базовым условиям, определяем по формуле:
сопротивления трансформатора собственных нужд типа ТМ-160/35:
x*14 = = = 40,625.
Составляем схемы преобразования:
х15 = = = 0,1897
х16 = х2 + х15 = 0,222 + 0,1897 = 0,412
х17 (К1) = = = 0,084
перегрузка:
Рис. 4.2 Схема замещения перегрузки
х18 = 1,1528
Рис. 4.3.
х19, 20 = х5 + х7 = 0,1041 + 0,42 = 0,5241
х21 = = = 0,262
Рис. 4.4.
х22 (К2) = х17 + х21 = 0,084 + 0,262 = 0,346
Рис. 4.5.
Расчеты сведем в таблицу
Таблица 4.1.
Расчетные велечины
Формула для расчета
Расчетные значения токов и мощности КЗ в расчетных точках
К1
К2
Базовый ток
Действующее значение повторяющейся составляющей тока трехфазного КЗ
IK1(3) =
IK1(3) = = 5.9833 kA.
IK1(3) = = 4.5645 kA.
ток двухфазного КЗ
=
= 0,866*5.9833= 5.1816 кА
= 0,866*4.5645 = 3.9528 кА
Ударный ток
iy1 = 2.55* IK1(3)
iy1 = 2,55*5.9833= 15.2574кА.
iy1 = 2,55*4.5645= 11,64 кА.
Мощность КЗ
SR1 =
SR1 = = 1190.5 MBA
SR1 = = 289 MBA
Полный термический импульс тока КЗ
ВКЗ = (tоткл + Та)
tоткл = tрз + tср + tсв
ВКЗ = 5.98332 (2,14 + 0,025) = 77.507 кА2*с
tоткл = 2,0 + 0,1 + 0,04 = 2,14 с
Та = 0,025 с
ВКЗ = 4.5645 2 (1,65 + 0,02) = 34.794 кА2*с
tоткл=1,5 + 0,1 + 0,05 = 1,65 с
Та = 0,02 с
Апериодическая составляющая тока КЗ в момент размыкания контактов выключателя
iф,б = IK1(3) * exp (-ф/Ta).
ф = t зmin+ t св
1,414*5.9833*ехр (-0,05/0,025) = 1.145 кА.
ф = 0,01 + 0,04 = 0,05 сек
1,414*4.5645*ехр (-0,06/0,02) = 0.321 кА.
ф = 0,01 + 0,05 = 0,06сек
Токи и мощность КЗ в хоть какой точке распределительного устройства имеют однообразное
ВКЗ = 4.56452 (0,65 + 0,045) = 14.48 кА2*с
tрз = 0,5 с
tоткл= 0,5 + 0,1 + 0,05 = 0,65 с
Та = 0,045 с
5. Выбор и проверка токоведущих частей и электронного оборудования трансформаторной подстанции
5.1 Выбор токоведущих частей
Выбор гибких сборных шин на стороне 110 кВ.
Для РУ 35 кВ и выше используют гибкие шины, выполненные проводами АС. Выбор проведем по таблице
Таблица 5.1.
Черта критерий выбора гибких шин
Формула.
По долговременному допустимому току
Iдоп Ip.max
По тепловой стойкости
q qmin = /C
По условиям отсутствия коронирования (при напряжениях 35 кВ и выше).
0.9E0 1.07E
Для сборных шин подстанции:
Ip.max =
где kпр = 1,3 — коэффициент развития потребителей;
kрн1 — коэффициент распределения перегрузки по шинам первичного напряжения, равный 0,6 — 0,8.
Sпс = n*Sтр = 2* 25000 = 50000 кВА — наибольшая полная мощность всей подстанции с 2-мя трансформаторами 25 МВА
Ip.max = = 246,293 А.
Избираем бдижайший допустимый долгий ток Iдоп = 265 А
АС-50,
q — выбранное сечение, мм2
qmin — малое сечение токоведущей части по условию тепловой стойкости, мм2
qmin = /88 = 100 mm2 (для АС С = 88)
наиблежайшее обычное большее сечение 100 АС-120
Наибольшее
Е0 = 30,3m(1 + 0.299/ )
m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроводного провода АС он равен 0,82);
r — радиус провода (для АС120 r = 7,6 мм = 0,76 см)
Е0 = 30,3*0,82(1 + 0,299/) = 27,54 кВт/см.
Напряженность электронного поля около поверхности провода
Е =
— среднее геометрическое расстояние меж проводами фаз, см. При горизонтальном расположении фаз = 1,26D. тут D — расстояние меж примыкающими фазами, см. для сборных гибких шин приняты расстояния меж проводами различных фаз — 1,5; 3,0 и 4,0 м для напряжений 35; 110 и 220 кВ соответственно.
= 1,26D = 1,26*3,0 = 3,78 м = 378 см.
Е = = 19,0 кВ/см
Таковым образом,
0,9 Е0 = 0,9* 27,54 = 24,786 кВ/см
1,07Е = 1,07* 19,0 = 20,33 кВ/см и условие
0.9E0 1.07E производится
совсем избираем АС-120/19.
Таблица 5.2.
Черта провода АС-120/18 Iдоп = 390 А
Марка провода
rуд, удельное активное сопротивление на 1 км при 200С
худ, Ом
bуд*10-6, См
qуд, Мвар
АС-120/19
0,249
0,427
2,75
3,7
Общее удельное сопротивление:
z = = = 0,494 Ом/км
Выбор сборных твердых шин на стороне 35 кВ.
В закрытых РУ сборные шины делают твердыми дюралевыми шинами.
Таблица 5.3.
Черта критерий выбора твердых шин
Формула.
По продолжительно допустимому току
Iдоп Ip.max
По тепловой стойкости
q qmin = /C
По электродинамической стойкости.
удоп урасч
Выбор и проверка на тепловую стойкость твердых шин определяется аналогично гибким шинам. Следует учитывать, что при расположении шин прямоугольного сечения плашмя значения допустимых токов приведенные в справочниках должны быть уменьшены на 5% для шин с шириной полос до 60 мм и 8% с шириной полос больше 60 мм.
Ip.max = = 693,64 А.
Подступают дюралевые прямоугольные шины, расположенные плашмя при числе полос на фазу = 3: 60 х 6 мм = 0.06 x 0.006 м
I доп = 0,92*870 = 800 А.
q = 360 мм2
qmin = /88 = 67,03 мм2 — условие производится
Электродинамическая стойкость шин, укрепленных на опорных изоляторах, проверяется по механическому напряжению, возникающему в их при КЗ:
урасч = 1,76 10-8 МПа
где lои = 1 м — расстояние меж примыкающими опорными изоляторами, м;
а = 0,75 м — расстояние меж осями шин примыкающих фаз, м;
iу — ударный ток трехфазного КЗ;
W — момент сопротивленияшины относительно оси, перпендикулярно действию усилия, при расположении плашмя
W = bh2 /6 = 0.006*0.062/6 = 3,6*10-6 м2
урасч = 1,76 * 10-6 = 0,5 МПа
избираем шины из дюралевого сплава типа АДО 60 х 6 мм удоп = 25,0 МПа,
Iдопmax = 870 А.
Выбор силовых кабелей и воздушных линий потребителей (условно принимаем длину — 8 км — кабелей и 10 км — ВЛ).
Зависимо от места прокладки, параметров среды, механических усилий, воздействующих на кабель, рекомендуются разные марки кабеля.
Выбор произведём по таблице
Таблица 5.4.
Черта критерий выбора силовых кабелей
Формула.
По конструкции, зависимо от места прокладки, параметров среды и механических усилий
По номинальному напряжению
UH Up = 35 kB
По экономической плотности тока для U 35 kB
q qэ = Ip max/jэ,
По долговременному допустимому току
IH Ip.max
По тепловой стойкости
q qmin = /C
По потере напряжения до пользователя
ДUдоп ДU (около 5%)
Для кабелей и ВЛ потребителей:
Ip.max = = = 288,68 А
Пусть от РУ ТП отходит 5 кабельных полосы, проложенных в земле и 3 ВЛ, тогда Ip.max = 288,68/8 = 36,1 А для каждой полосы.
Подготовительный выбор:
кабели с дюралевыми жилами проложенные в земле
q = 120 мм2 (Iдоп = 210 А)
ВЛ — АС- 70/11 (Iдоп = 265 А)
qmin = /88 = 67,03 мм2 — условие производится.
По экономической плотности тока эти полосы не проверяются U = 35 kB
Определим утраты в линиях
ДU = (r0Cos ц + x0 Sin ц) L*Ip.max
r0 — удельное активное сопротивление полосы;
x0 — удельное реактивное сопротивление полосы;
кабели:
r0 = 0,48 Ом/км x0 = 0,06 Ом/км
ВЛ:
r0 = 0,428 Ом/км ; x0 = 0,444 Ом/км
примем для расчёта среднее
Кабели: ДU = У(0,48*0.925+ 0,06*0.38)*8 * 288,68 = 0,09 % 5%
ВЛ: ДU = У(0,428*0.925+ 0,444*0.38) *10*288,68 = 0,133 % 5%
Окончательный выбор:
Кабель: ААГ 4 х 120 мм2
ВЛ: АС-70/11мм2
5.2 Выбор изоляторов
Выбор навесных изоляторов.
Гибкие шины открытых РУ ВН подстанций обычно укрепляют на гирляндах навесных изоляторов. количество навесных изоляторов в гирлянде зависимо от их типов и напряжения определяется в итоге расчетов:
Таблица 5.5.
Черта критерий выбора навесных изоляторов
Формула.
По конструкции, зависимо от места установки и типа изоляторов
Тип ПС70
Тип ПФ70
Число в гирлянде
9
8
По номинальному напряжению
UH Up = 110 kB
110
По долговременному допустимому току
IH Ip.max= 630 А
246,293 А
Ip.max = = 246,293 А.
Выбор опорных изоляторов.
Твердые шины РУ НН укрепляют на опорных изоляторах.
Таблица 5.6.
Черта критерий выбора опорных изоляторов
Формула.
По конструкции, зависимо от места установки и типа изоляторов
Внутренняя установка.
Наружная установка
По номинальному напряжению
UH Up = 35 kB
По допустимой перегрузке
F 0.6F разр = 22,5 Н
Черта критерий выбора опорных изоляторов
Формула.
По конструкции, зависимо от места установки и типа изоляторов
Внутренняя установка.
Наружная установка
ИОР-35-7,5
ОНШ-35-1000
По номинальному напряжению
UH Up = 35 kB
35 кВ
По допустимой перегрузке
F 0.6F разр = 45 (117 Н) Н
31,8 Н
*в скобках указана разрушающая сила для ИОС F разр = 195 Н.
Сила, работающая на изолятор при КЗ, Н:
F = 1,76 Н
где l — расстояние меж примыкающими опроными изоляторами, м;
а — расстояние меж осями шин примыкающих фаз, м;
iу — ударный ток трехфазного КЗ;
F = (0.176*11,642 *1/0,75) = 31,8 Н
Избираем Fразр = 7,5 даН = 75 Н
0,6*Fразр = 0,6*75 = 45 кН
совсем избираем: ИОР-35-7,5. УХЛ, Т
Выбор проходных изоляторов.
Эти изоляторы используют для соединения частей электроустановок снутри помещений и для соединения внешних и внутренних частей РУ.
Выбор производим по таблице
Таблица 5.7.
Черта критерий выбора проходных изоляторов
Формула
Выбор.
По конструкции, зависимо от места установки
—
ИП-35/400-750
По номинальному напряжению
UH Up kB
35 кВ
35 кВ
По допустимой перегрузке
F 0.6F расч
4500 Н
15,9 Н
По долговременному допустимому току
IH Ip.max
400 А
246,293 А
По тепловой стойкости, q — сечение токоведущей части изолятора.
q qmin = /C
200 мм
67 мм
Сила, работающая на изолятор при КЗ, Н:
F = урасч = 0,088 10-6 Н
где l — расстояние меж примыкающими опроными изоляторами, м;
а — расстояние меж осями шин примыкающих фаз, м;
iу — ударный ток трехфазного КЗ;
F = 0.088*11,642 *1/0,75 = 15,9 Н
Избираем Fразр = 7500 Н
0,6*Fразр = 0,6*7500 = 4500 Н
Сечение токоведущей части изолятора:
qmin = /C = /88 = 67 мм2
совсем избираем: ИП-35/630 — 750. УХЛ, Т
5.3 Выбор отключающих аппаратов
При выбирании выключателя, его паспортные свойства сравниваем с расчетными критериями работы на подстанции. Расчет ведем по схеме:
Таблица 5.8.
Черта критерий выбора выключателей
Формула.
По месту установки
Внешняя, внутренняя
По номинальному напряжению
UH Up
По номинальному долговременному току
IH Ip.max
По отключающей возможности
по номинальному повторяющемуся току отключения
IH.откл Iкз
по полному току отключения
Iн.откл(1 + вн) Iкз + iб,ф
По электродинамической стойкости:
по предельному повторяющемуся току КЗ
по ударному току
Iпр.с Iкз
iпр.с iy
По тепловой стойкости
I2T*tT Bk
где IH.откл — номинальный ток отключения выключателя по каталогу, кА;
iб,ф — апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя, кА:
iб,ф (ВН) = 1,145 кА;
iб,ф (НН) = 0,321 кА;
Iпр.с — действенное
iпр.с — амплитудное
вн — номинальное
ф(ВН) = 0,05 с; вн (ВН) =0,3;
ф(НН) = 0,06 с; вн(НН) = 0,25;
IT — предельный ток тепловой стойкости по каталогу, кА;
tT — время прохождения тока тепловой стойкости по каталогу, с;
Bk — термический импульс тока КЗ по расчету, кА2с:
Bk(ВН) = 77,507;
Bk(НН) = 34,794;
iy- ударный ток:
iy(ВН) = 15,2574 кА;
iy(НН) = 11,64 кА.
Наибольшие токи:
Ip.max (ввод 110 кВ) = = 211,224 кА
Ip.max (СШ 110 кВ) = = 147,857 А
Ip.max (ВН) = = 197,057 А.
Ip.max (НН)= = = 412,882 А.
Ip.max (СШ 35 кВ) = = 412,882 А.
Питающие полосы потребителей:
Ip.max1 = = . = 277,03 А
Ip.max2 = = . = 92,343А
Ip.max3 = = . = 105,016 А
Ip.max4 = = . = 138,515 А
Ip.max5 = = . = 70 А
Первичная обмотка ТСН по формуле:
Ip.max = = = 3,964 А
трансформаторный подстанция маленький замыкание
5.3.1 Выбор выключателей
На стороне 110 кВ ПС целенаправлено использовать воздушные сетевые выключатели с металлическими дугогасительными камерами типа ВВУ либо ВВБ в системах ввода и шин — ВВБ — 110Б — 31,5/2000 (либо ВВУ — 110 — 40/2000).
На стороне 110 кВ ВН ТП целенаправлено использовать специально разработанные для таковых ПС маломасляные выключатели типа ВМТ.
Индустрия выпускает маломасляные выключатели последующего типоразмера: ВМТ -110Б — 25/1250 УХЛ1
Таблица 5.9.
Выбор силових выключателей — 110 кВ
Черта критерий выбора
Расчетные
характеристики
Каталожные данные
Условия выбора
По номинальному напряжению
Ucном=110 кВ
Uном= 110 кВ
Ucном < U ном
( 110 кВ =110 кВ)
По номинальному долговременному току
I110нр = 211,224 А
Iном= 1250 А
I110нр < Iном
( 211,224 А < 1250 А)
По отключающей возможности
по номинальному повторяющемуся току отключения
]]>