Курсовой проект Эл.станции и подстанции


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.

Министерство сельского хозяйства

Российской Федерации

Ф
едеральное государственное бюджетное

образовательное учреждение высшего

профессионального образования

«Самарская государственная сельскохозяйственная

академия»


Кафедра «Электрификацияи
автоматизация АПК»










ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ И ПОДСТАНЦИИ



Методические указания

для выполнения курсового проекта





















Кинель

РИЦ СГСХА

2015







УДК 631.371(07)

ББК
-
40.76(07)

Н
-
87








Нугманов
,

С.

С.


Н
-
87
Электрические
станции и подстанции
:

м
етодические указания

для
выполнения курсово
го проекта.



Кинель : РИЦ СГСХА, 2015.


64

с.





Методические указания содержат рекомендации по выполнению курсового
проекта по

дисциплине «Электрические станции и подстанции»
, основные

теоретические сведения, требования к его структуре и оформлению.

Издание предназначено для студентов, обучающихся по направлению
«Агроинженерия»,
профиль подготовки «
Электрооборудование и
электротехнологии».






















©
Нугманов С. С.,

201
5

©
ФГБОУ ВПО Самарская ГСХА, 201
5





ОГЛАВЛЕНИЕ

Предисловие………………………………………………………………
...
……..4

Требования для оформления
курсового проекта
……………

…………..

Исходные данные к курсовой работе……………………………………….

1.
Расчет и выбор
параметров т
рансформатор
ной подстанции
………
.

1
.1

Определение суммарной мощности потребителей подстанции
………

1.2

Расчет и выбор силовых трансформаторов
…………………………….

1.3.Выбор схем главных электрических соединений проектируемой
подстанции
…………………………………………………………………..

1.4.Расчет токов короткого замыкания
…………………………
…………..


2.Расчет и выбор электрических аппаратов
……………………………..

2.1.Выбор трансформаторов собственных нужд
……………………………

2.2.Выбор аппаратуры на сторону НН 6(10) кВ
…………………………….

2.3.Выбор реакторов
…………………………………………………………

2.4. Выбор выключателей
……………………………………………………

2.5.Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей
………….

2.6. Выбор измерительных трансформаторов
……………………………….

2.7. Расчет заземляющего устройства
……………………………………….

2.8. Выбор защиты от перенапряжений и грозозащиты
……………………


Рекомендуемая литература………………………………………………



5

6

6

7

7


9

1
8

2
2

2
3

2
4

2
6

2
7

2
7

2
8

29

3
1

3
3
















ПРЕДИСЛОВИЕ


Методические указания соответствуют государственному образовательному
стандарту ФГОС
-
3 дисциплины «Электр
ические станции и подстанции
» для
студентов высших учебных заведений.

Методические указания составлены на основании рабочей программы по
дисциплине «
Электрические станции и подстанции
».

В методических указаниях приводятся пояснения по выбору исходных
данных, рекомендации по выполнению
курсово
го проекта
, основные
теоретические сведения, требования к ее структуре и оформлению.

Целью выполнения данной курсов
ого проекта

является формирование у
студентов
необходимых знаний

для решения профессиональных задач по
проектированию
трансформаторны
х подстанции
.

Задачи выполнения курсово
го проекта



получение

навыков расчета
электрических нагр
узок потребителей
, выбора трансформаторной подст
анции,
расчета и проектирования

электрической части трансформаторной подстанции с
выбором необходимой электричес
кой аппаратуры.

Методические указания предназначены для студентов, обучающихся по
направлению «Агроинжененерия» профиль «Электрооборудование и
электротехнологии
».


Курсовой проект состоит из пояснительной записки объемом 30
-
50 страниц и

графической части.


Расчетно
-
пояснительная записка должна пояснить и обосновать принятые
решения в соответствии с окончательными цифровыми результатами выполненных
расчетов. Рекомендуется результаты расчетов представлять в пояснительной
записке в виде т
аблиц
.

Графическая часть состоит из одного листа формата А
1



принципиальной
схемы электрической подстанции, с указанием технических характеристик
оборудования.






















СТРУКТУРА КУРСОВОГО ПРОЕКТА


Курсовой проект выполняется студентом в соответствии с темой, указанной в
индивидуальном задании. Индивидуальное задание выдается преподавателем,
тематика проекта утверждается деканом факультета в начале учебного семестра.

Расчетно
-
пояснительная записк
а должна содержать: титульный лист;
индивидуальное задание; реферат; оглавление; введение; основную часть; выводы;
список использованной литературы и источников.

Титульный лист

Титульный лист оформляется по образцу, приведенному в приложении 1
0
.

Индивиду
альное задание

Индивидуальное задание должно содержать тему проекта; курс, номер группы,
фамилию, имя и отчество студента; исходные данные для выполнения проекта;
дату выдачи задания.

Реферат

Реферат содержит краткие сведения о содержании и основных резул
ьтатах
выполнения курсового проекта.

Оглавление

Оглавление включает наименование всех разделов, подразделов с указанием
номера страниц.

Введение

Во введении обосновывается актуальность темы исследования, определяется
объект исследования, формулируются цель

и задачи.

Основная часть

В основной части работы должны содержаться соответствующие теоретические
сведения; используемые исходные данные; необходимые расчеты и результаты
расчетов в виде таблиц; обоснования расчетов и дана оценка их результатов.


Выводы

В

выводах обобщаются основные положения, и делаются выводы и возможные
направления для дальнейшего исследования.


Список использованной литературы и источников

Приводится список литературы, использованной при выполнении курсового
проекта, оформленный
согласно ГОСТ 7.1

2003 «Библиографическая запись.
Библиографическое описание











ПРАВИЛА ОФОРМЛЕНИЯ


Текст работы может быть выполнен рукописным способом или с применением
печатающих устройств.


Оформление курсового проекта должно соответствовать ГОСТ 2.105

95
«ЕСКД. Общие требования к текстовым документам».
Размер шрифта


14,
Times

New

Roman
, абзацный отступ 1,25 см, межстрочный интервал


полуторный.

Текст и расчеты выполняются на одной сторон
е листа белой бумаги формата
А4 (210х297) по ГОСТ 2.301
-
68. Размеры полей: левое


30 мм, правое


10 мм,
верхнее


15 мм, нижнее


20 мм.

Текст основной части делят на разделы и подразделы. Заголовки разделов
пишутся симметрично тексту прописными буквами.

Заголовки подразделов


строчными.

Расстояние между заголовками разделов и текстом должно быть равно 7
-
10
мм (три пробела). Заголовки подразделов отделяются от текста сверху и снизу
одним межстрочным интервалом.

Страницы работы нумеруются арабскими цифр
ами, номер проставляют в
центре нижней части листа, начиная со второй страницы. На титульном листе
номер не ставится, но включается в общую нумерацию.

Иллюстрации обозначаются «Рис.» и нумеруются последовательно арабскими
цифрами сквозной нумерацией и
ли в пределах каждого раздела.

Таблицы должны быть помещены в тексте после абзацев, содержащих ссылку
на них. Допускается приводить таблицы на следующей после ссылки странице.
Таблицы нумеруются сквозной нумерацией или в пределах одного раздела.

Перед
таблицей (справа) печатается слово «Таблица», указывается ее номер.
Название таблицы печатается в середине следующей строки.

Формулы нумеруют арабскими цифрами в пределах раздела. Номер формулы
состоит из номера раздела и порядкового номера формулы в разде
ле, разделенных
точкой. Номер указывают с правой стороны листа в круглых скобках. Формулы
выделяют из текста свободными строками.

Чертеж графической части выполняют на листе формата А1 с использованием
карандаша или графического редактора.













ЗАЩИТА КУРСОВОГО ПРОЕКТА


Выполненный курсовой проект, оформленный в соответствии с требованиями,
предоставляется на кафедру для регистрации не позднее, чем за неделю до его
защиты. Проект должен быть допущен к защите, при условии законченного
оформления,
о чем должна свидетельствовать соответствующая подпись
руководителя на титульном листе.

Защита курсового проекта проводится в установленное кафедрой время в виде
публичного выступления студента перед специально созданной на кафедре
комиссией. Результаты за
щиты отражаются в протоколе.

Процедура защиты курсового проекта состоит из доклада, в котором должны
быть отражены основные этапы выполнения проекта, результаты и сделаны
выводы, и ответов на вопросы членов комиссии. По результатам защиты студенту
выставля
ется оценка по пятибалльной шкале, с занесением в зачетную книжку и
экзаменационную ведомость.


КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ ЗНАНИИ ПРИ ЗАЩИТЕ КУРСОВОГО ПРОЕКТА


Оценка «
отлично
» выставляется студенту при выполнении курсового проекта в
полном объеме; проект отличается глубиной проработки всех разделов, оформлен с
соблюдением установленных правил; студент свободно владеет теоретическим
материалом, безошибочно применяет его при реш
ении задач, сформулированных в

задании; свободно справляется с вопросами, на все вопросы дает правильные и
обоснованные ответы, убедительно защищает свою точку зрения, владеет
разносторонними навыками и приемами выполнения практических заданий.

Оценка «
хо
рошо
» выставляется при выполнении курсового проекта в полном
объеме; проект отличается глубиной проработки всех разделов содержательной
части, оформлен с соблюдением установленных правил; студент твердо владеет
теоретическим материалом, может применять его

самостоятельно или по указанию
преподавателя; на большинство вопросов даны правильные ответы, защищает свою
точку зрения достаточно обосновано.

Оценка «
удовлетворительно
» выставляется при выполнении курсового
проекта в основном правильно, но без достаточн
о глубокой проработки некоторых
разделов; студент усвоил знания только по основному материалу, но не усвоил его
детально; на вопросы отвечает неуверенно или допускает ошибки, неуверенно
защищает свою точку зрения.

Оценка «
неудовлетворительно
» выставляется,

когда студент не может
защитить свои решения, допускает грубые фактические ошибки при ответах на
поставленные вопросы или отказывается от ответа.














УКАЗАНИЯ К ВЫПОЛНЕНИЮ КУРСОВОГО ПРОЕКТА

ПО ТЕМАТИКЕ «РАСЧЕТ ТРАНСФОРМАТОРНОЙ ПОДСТАНЦИИ»


Исходные
данные для проектирования


1.

Сведения об энергосистеме:

U
с
-

напряжение системы, которое соответствует стороне высокого
напряжения (ВН) подстанции, кВ;

S
с
-

мощность системы, МВА;

x
c
-

реактивное сопротивление системы в относительных единицах;

n
c
-

число линий с
вязи с системой;

L
c
-

дли
н
а линии связи, км.

2.

Сведения о нагрузке потребителей, присоединенных на стороне
среднего и низшего напряжений (СН и НН) подстанции:

U
сн
, U
нн

-

уровни среднего и низшего напряжения подстанции, кВ;

n
·
P
-

число и мощности линий, МВт;

K
м
п

-

коэффициент несовпадения максимумов нагрузки потребителей;

cos φ
-

коэффициент мощности.


Перечень вопросов, подлежащих разработке


1.
Расчет
и выбор параметров
трансформатоной подстанции
:

1.1.
Определение суммарной мощности потребителей подстанции;

1.2.
Расчет и в
ыбор силовых трансформаторов;

1.3.
Выбор схем главных электрических соединений проектируемой
подстанции;

1.4.
Р
асчет токов короткого замыкания.


2.
Расчет и в
ыбор электрических аппаратов
:

2.1.Выбор трансформаторов собственных нужд;

2.2.Выбор апп
аратуры на сторону
НН
6(10) кВ;

2.3.Выбор реакторов;

2.4. Выбор выключателей;

2.5.Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей;

2.6. Выбор измерительных трансформаторов;

2.7. Расчет заземляющего устройства;

2.8. Выбор защиты от перенапряжений и г
розозащиты.


















ПОРЯДОК ВЫПОЛНЕНИЯ РАСЧЕТА


1

Расчет

и выбор параметров
трансформаторной подстанции


1.1
Определение суммарной мощности потребителей подстанции


Расчет потребных мощностей нагрузок
производят

с использование
м

коэффициента
несовпадения максимумов нагрузки потребителей.

Суммарная активная мощность на стороне СН (НН):



,




(1)


г
де


n
сн
i
,
P
сн
i
,
k
мп



параметры потреб
ителей на
стороне СН подстанции;

P
сн
-

суммарная активная мощность на стороне СН
, МВт
.


Полная мощность


на стороне СН:




S
сн

= Р
сн
/
cos

φ

,



(2)


где

cos

φ


коэффициент
мощности потребител
ей на стороне СН;

S
сн
-

полная мощность на стороне СН
, МВА
;

Реактивная мощность
на стороне СН
, Мвар
:



или



где
Q
сн
-

реакт
ивная мощность на стороне СН, Мв
ар.

Аналогично по формулам (1
-
4) определяется суммарная мощность на
ст
ороне НН подстанции.

Суммарная мощность на стороне ВН:



где P
вн
, P
сн
, P
нн
-
активные мощности
,

соответственно,

на сторонах ВН, СН,



НН,

МВт;

Q
вн
, Q
сн
, Q
нн
-

реактивные мощности ВН, СН,

НН, Мв
ар;

S
вн
, S
сн
, S
нн
-

полные мощности ВН, СН, НН, МВА.










1.2


Расчет и в
ыбор силовых трансформаторов


На понижающих подстанциях возможна установка одного, двух и более
трансформаторов. Решение этого вопроса в основном
определяется наличием
потребителей повышенных категорий и технико
-
экономическим сравнением
вариантов.


Однотрансформаторные подстанции проектируют при:

а)

питании неответственных потребителей третьей категории при условии,
что замена поврежденного трансформат
ора или его ремонт производится в течение
не более одних суток;

б)

питании потребителей второй категории при наличии централизованного
передвижного трансформаторного резерва или другого резервного источника;

в)

небольшой мощности потребителей первой категории и
наличии
резервных источников на стороне НН.

Применение однотрансформаторных подстанций имеет место в сетях
напряжением 35
-
110 кВ, на напряжение 220 кВ и выше одно
-

трансформаторные
подстанции, как правило, могут рассматриваться лишь как очередь подстанций

с
последующей установкой еще одного и более в соответствии с динамикой роста
нагрузки.

Наиболее часто на подстанциях устанавливаются два трансформатора. В
этом случае при правильном выборе мощности трансформаторов обеспечивается
надежное питание даже при
аварийном отключении одного из трансформаторов.

Установка трех и более трансформаторов возможна на подстанциях
промышленных предприятий в тех случаях, когда толчковую нагрузку необходимо
выделить на отдельный трансформатор. На крупных узловых подстанциях
в
озможна установка трех
-
четырех трансформаторов, если мощность двух
трансформаторов по существующей шкале оказывается недостаточной.
Номинальная мощность каждого трансформатора двух
-

трансформаторной
подстанции, как правило, определяется аварийным режимом р
аботы подстанции;
при установке двух трансформаторов мощность каждого из них должна быть
такой, чтобы при выходе из строя одного из них оставшийся в работе
трансформатор с допустимой аварийной нагрузкой мог обеспечить нормальное
электроснабжение потребител
ей первой и второй категорий. Правило устройства
электроустановок (ПУЭ) разрешают перегрузку трансформаторов сверх
номинальной на 40% на время общей продолжительностью не более 6 часов в
сутки в течение 5 суток подряд при коэффициенте заполнения графика на
грузки не
выше 0,75. При этих параметрах номинальная мощность каждого трансформатора
определяется из условия:




где
S
нт

-

мощность одного из двух выбранных одинаковых трансформаторов,
МВА;

S
вн
-

полная мощность на стороне ВН, МВА.





Трансформатор, выбранный по усло
вию (6
), обеспечивает питание всех
потребителей в нормальном режиме при загрузк
е трансформатора (0,8.. .0,7)

S
нт
,
а в
аварийном режиме один трансформатор, оставшийся в работе, обеспечивает
питание потребителей первой и второй категорий с учетом допустимой аварийной
перегрузки на 40%. Потребители 3
-
й категории для времени максимума
энер
госистемы должны быть отключены.

В расчѐно
-
пояснительной записке необходимо представить таблицу
технических данных выбранных трансформаторов

(
Приложение 1
).


1.3

Выбор схемы главных электрических соединений
проектируемой
подстанции


Гл
авная схема электриче
ских соединений подстанции

-

это
совокупность
основного электрооборудов
ания (
трансформаторы, линии), сборных шин,
коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между
ними в натуре соединениями.


Выбор главной схемы является определяющим при проектировании
элек
трическо
й части подстанции
, так как он определяет полный состав элементов и
связей между ними. Выбранная главная схема является исходной при составлении
принципиальных схем электрических соединений, схем собственных нужд, схем
вторичных соединений, монтажных схем
и т. д.

На чертеже главные схемы изображаются в однолинейном исполнении при
отключенном положении всех элементов установки. В некоторых случаях
допускается изображать отдельные элементы схемы в рабочем положении.

Подстанции могут быть тупиковыми, проходным
и, отпаечными; схемы таких
подстанций будут различными даже при одном и том же числе трансформаторов
одинаковой мощности.

Самые высокие требования предъявляются к узловым
подстанциям. Выход из работы такой подстанции может привести к распаду
энергосистемы.

Аналогичные требования

предьявдяютс
к проходным
подстанциям, хотя здесь последствия могут быть
значительно меньше
.


Выбор схемы электрических соединений является главным. Схема
подстанции определяется в основном тремя факторами:

а)

назначением подстанции (ее

типом);

б)

числом отходящих линий повышенного напряжения
;

в)

числом установленных силовых трансформаторов.


Рис.
1.
1
.

Структурные схемы подстанций





На рис
унке

1
.1

показаны структурные схемы подста
нций. На подстанции с
двухобмот
о
чными
трансформаторами (рис.1
.1
,

а) электроэнергия от энергосистемы
поступает в РУ ВН, затем трансформируется и распределяется между
потребителями в РУ НН. На узловых подстанциях осуществляется связь между
отдельными частями энергосистемы
и питание потребителей
(рис.1
.1,б
). Возможно
сооружение подстанций с д
вумя РУ среднего напряжения, РУ
ВН и РУ НН. На
таких подстанциях устанавливают два автотрансформатор
а и два трансформатора
(рис. 1
.1
, в).

Наиболее простой схемой электроустановок на стороне 6
-
10 кВ является
схема с одной несекционированно
й системой сборных шин (рис. 1.
2
, а).

Схема проста и наглядна. Источники питания и линии 6
-
10 кВ при
-
соединяются к сборным шинам с помощью выключателей и разъедините
лей. На
каждую цепь необходим один выключатель, который слу
жит для отключения и
включения этой цепи в нормальных и аварийных режимах. При необходимости
отключения линии
W
1

достаточно отключить выклю
чатель
Q
1
.

Если выключатель
Q
1

выводится в ремонт, то после его отклю
чения отключают разъединители:
сначала линейны
й
QS
1
,

а затем шинный
QS
2
.

Таким образом, операции с разъединителями необходимы только при выводе
присоединения в целях обеспечения безопасного производства ра
бот. Вследствие
однотипности и простоты операций с разъединителями аварийность из
-
за
неправильны
х действий с ними дежурного персонала мала, что относится к
достоинствам рассматриваемой схемы.



Рис.
1.
2
.

Схе
мы с одной системой сборных шин


Схема с одной системой шин позволяет использовать комплектные рас
-
пределительные
устройства (КРУ), что снижает стоимость монтажа, позво
ляет
широко применять механизацию и уменьшить время сооружения
электроустановки.

Наряду с достоинствами схема с одной несекционированной системой шин
обладает рядом недостатков. Для ремонта сборных шин

и шинных разъединителей
любого присоединения необходимо полностью снять на
пряжение со сборных шин,
т. е. отключить источники питания. Это приво
дит к перерыву электроснабжения
всех потребителей на время ремонта.




При
коротком замыкании (
КЗ
)

на линии, напр
имер в точке
К1

(рис. 1.2
, а),
должен отключить
ся соответствующий выключатель
Q
4
, а все остальные
присоединения должны остаться в работе; однако при отказе этого выключателя
отклю
чатся выключатели источников питания
Q
5,
Q
6
,

вследствие чего сборные
шины о
станутся без напряжения. Короткое замыкание на сборных шинах (точка
К2
)

также вызывает отключение источников питания, т. е. прекра
щение
электроснабжения потребителей. Указанные недостатки частично устраняются
путем разделения сборных шин на секции, число
которых обычно соответствует
количеству источников питания.



1.4


Расчет токов короткого замыкания


Расчет токов
КЗ

выполняют для проверки аппаратуры на отключающую
способность и динамическую стойкость, для проверки на термическую
устойчивость шин и кабелей распределительных устройств. Для этих целей в
соответствующих точках схемы подстанции определяются наибольшие ток
и
КЗ
.

Расчет токов при трехфазном
КЗ

выполняется в следующем порядке:

1
-

для рассматриваемой подстанции составляется расчетная схема;

2
-

по расчетной схеме составляется электрическая схема замещения;

3
-

путем постепенного преобразования приводят эту схему к наиболее
простому виду так, чтобы каждый источник питания, был связан с точкой
КЗ

одним результирующим сопротивлением;

4
-

зная результирующую ЭДС источника и результирующее сопротивление,
по закону Ома оп
ределяют начальное значение периодической составляющей тока
КЗ
, затем ударный ток и
,

при необходимости
,

периодическую и апериодическую
составляющие тока

КЗ

для заданного момента времени.

Под расчетной схемой понимают упрощенную однолинейную схему с
указани
ем всех элементов и их параметров, которые влияют на ток
КЗ

и поэтому
должны быть учтены при выполнении расчетов.

Для расчета значений токов
К

при
трехфазном
КЗ

составляется схема замещения для одной фазы, поскольку все фазы
цепи находятся в одинаковых усл
овиях.

Для упрощения схемы можно
воспользоваться типовыми методами, указанными в таблице 1.1.

Параметры расчетной схемы могут быть выражены в именованных или
относительных единицах. Рассчитывать токи
КЗ

рекомендуется в относительных
единицах, для этого необходимо предварительно привести все сопротивления
элементов схемы замещения к одним и тем же базовым условиям. В базовую
систему величин должны входить базовая мощность
S
б
, базовое напряжение
U
б
,
базовы
й ток
I
б
, связанные выражением мощности для трехфазной системы


. При этом произвольно можно задаваться только двумя
базовыми величинами.
Базовые условия следует выбирать, учитывая удобство
проведение

расчетов. Так, за базовую мощность приним
ают 100, 1000 или 10000
MBA, а иногда часто повторяющуюся в схеме мощность отдельных элементов. За
базовое напряжение удобно принимать соо
тветствующее среднее
напряжение


(
U
ср=0,133; 0,23; 0,4; 0,525; 0,69; 3,15; 6,3; 10,5; 13,8; 15,75;

18;

24;


37;

115;

154;

230;

340;

515 кВ).

У
добно задаваться базовыми значениями
мощности и напря
жения и по ним уже определять базовый ток:







где S
б

-

базовая мощность, МВА;

U
б

-

базовое напряжение, кВ;

I
б

-

базовый ток, кА.




Таблица 1.1

Основные формулы для преобразования схем

Преобразование

Схема до
преобразования

Схема
после
преобразования

Формулы для определения
параметров схемы после
преобразования

Последовательное
соединение




Параллельное
соединение




при двух ветвях:


Преобразование
треугольника в
эквивалентную
звезду







Преобразование
звезды в
эквивалентный
треугольник







Преобразование
многолучевой
звезды в
многоугольник с
диагоналями





где












Таблица 1.2

Средние удельные индуктивные сопротивления воздушных и кабельных
линий электропередачи

Линия электропередачи

Х
уд
, Ом/км

Одноцепная воздушная линия:


6
-
220 кВ

220
-
330 кВ при расщеплении на два провода в фазе

400
-
500 кВ при расщеплении на три провода в фазе

750 кВ при расщеплении на
четыре провода в фазе

Трехжильный кабель:

6
-
10 кВ

35 кВ

Одножильный маслонаполненный кабель 110
-
220 кВ


0,4

0,32

0,3

0,28


0,08

0,12

0,16



Таблица 1.3

Расчетные выражения для определения приведенных значений

сопротивлений

Элемент
электроустановки

Исходный
параметр

Именованные
единицы

Относительные
единицы

Энергосистема

Х
с
;
S
с



Трансформатор

Х
т%
;
S
ном



Реактор

Х
р



Линии
электропередачи

Х
уд
;
L




Сопротивление обмоток силовых трансформаторов следует рассчитывать по
выражениям с использованием паспортных данных:


для двухобмоточных трансформаторов:





где

Х
т

-

сопротивление трансформатора в %;

U
кв
-
н
%
-

напряжение короткого замыкания, определяемое по справочным или
паспортным данным.


для трехобмоточных трансформаторов

(автотрансформаторов)
:

;

;



где

U
кв
-
н%
,
U
кв
-
с
%,
U
кс
-
н
%

-

напряжения короткого замыкания для
каждой пары
обмоток;




Х
тв
%, Х
тс
%, Х
тн
%

-

сопротивления обмоток в %.

Воспользовавшись таблицами 1.2 и 1.3

и формулами 8 и 9
,

определить в
относительных единицах сопротивление энергосистемы, линии и обмоток
трансформатора.

После того как схема замещения соста
влена и определены
сопротивления всех элементов, она преобразуется к наиболее простому виду.
Преобразование (свертывание) схемы выполняется в направлении от источника
питания к месту
КЗ
.

Определение начального значения периодической составляющей тока

КЗ
:



где
E
*

-

относительная сверхпереходная ЭДС системы (может быть принята


равной 1);

X
рез



результирующее сопротивление сети до точки
КЗ
;

I
по
-

начальное значение периодической составляющей тока
КЗ

, кА
.

Поскольку ударный ток имеет место через 0,01 секунды после начала
КЗ

то
его значение определяется:



где
K
у



ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания
апериодической составляющей тока
КЗ

(
T
a
)
,
(
та
блица

1.4
)
;

i
у
-

величина ударного тока
КЗ
, кА.

Таблица 1.4

Значение постоянной времени затухания апериодической со
ставляющей

Т
а
,

тока
КЗ

и ударного коэффициента

К
у

Элементы или части энергосистемы

Т
а
, с

К
у

Блоки, составляющие из турбогенератора и по
вышающего
трансформатора, при мощности г
е
нераторов, МВт
:



100
-
200

0,26

0,965

300

0,32

1,97

500

0,35

1,973

800

0,3

1,967

Система, связанная со сборными шинами, где рассматривается
КЗ
, воздушными линиями
на
пряжением
, кВ
:



35

0,02

1,6

110
-
150

0,02
-
0,03

1,608
-
1,717

220
-
330

0,03
-
0,04

1,717
-
1,78

500
-
750

0,06
-
0,08

1,85
-
1895

Система, связанная со сборными шинами 6
-
10кВ, где
рассматривается
КЗ
, через трансформаторы мощностью, MBA
:



80 и выше

0,06
-
0,15

1,85
-
1,935

32
-
80

0,05
-
0,1

1,82
-
1,904

5,6
-
32

0,02
-
0,05

1,6
-
1,82

Ветви
,

защищенные реактором с номинальным током, А
:



1000 и выше

0,23

1,956

630 и ниже

0,1

1,904

Распределительные сети 6
-
10 кВ

0,01

1,369




Для удаленного
КЗ

значение теплового импульса подсчитывается по
формуле
:



где

t
откл

-

длительность
КЗ
, с, значения можно брать с рис
унка

1.1
0
;

Т
α
-

постоянная времени затухания апериодической составляющей тока
КЗ
, с,
(
табл
.

1.4
)
.



Рис. 1.
3
.

Расчетные зоны по токам
КЗ

для понизительной подстанции


Также для дальнейшего выбора оборудования необходимо найти расчетные
токи на шинах подстанции и токи отходящих линий на сторонах СН и НН.

Цепь двухобмоточного трансформатора на под
станции.

На стороне ВН и
НН расчетные нагрузки определяют, как пра
вило, с учетом установки в
перспективе трансформаторов следующей по шкале ГОСТ номинальной мощности

S

ном т

(Для ГПП это
10, 16, 25, 40, 63, 80, 100, 125

МВА
):




где
S
ном

-

мощность
трансформатора в ряду,

кВА;

U
ном
-

номинальное напряжение ступени, кВ;

I
ном
-

номинальный ток, А.




где
I
max

-

наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима, А.

Цепь трехобмоточного трансформатора на под
станции.

На стороне ВН
расчетные токи определяют по (
13
) и (
14
)
.

На стороне СН расчетные токи при двух
установленных трансфор
маторах:







где
S
ном

-

перспективная нагрузка на стороне НН на 10
-
летний период, кВА.




Для стороны НН аналогично по формулам (15) и (16).

Цепь автотрансф
орматора на подстанции.

На стороне ВН и СН расчетные
токи определяют по (
13)

и

(14
), так как автотрансфор
матор может быть
использован для связи двух систем и перетоков мощности как из ВН в СН, так и в
обратном направлении. На стороне НН расчетные токи опр
еделяю
т по
перспективной нагрузке (15) и (16
).


Цепь линии.

Определяется по наибольшей нагрузке линии:




где
S
нагр

-

мощность нагрузки, кВА.

Для одиночной радиальной линии справедливо:



I
ном

= I
max

.



(18)




2

Расчет и в
ыбор электрических аппаратов

2.1

Выбор трансформаторов собственн
ых нужд


Состав потребителей собственных нужд
(
с.н.
)

зависит от типа подстанции,
электрооборудования, мощно
сти трансформаторов. Потребителями

с.н.

подстанции являются электродвигатели обдува трансформаторов, обогреватели
приводов отделителей и короткозамыкателей, шкафов КРУН, а также освещение.
На подстанции с воздушными выключателями к потребителям относятся также
компрессорные установки, зарядные
и подзарядные агрегаты.

На всех двухтрансформаторных подстанциях 35
-

500 кВ устанавливаются
два трансформатора собственных нужд (ТСН)
,
присоединяя их к шинам
вторичного напряжения 6
-
10 кВ подстанции
. Выбор мощности каждого из двух
трансформаторов производ
ится по полной нагрузке системы
с.н.
.

Напряжение
системы
с.н
.

переменного тока на подстанции с постоянным оперативным током
напряжением 220
-

330 кВ с заземленной нейтралью.

Мощность потребления
с.н
.

невелика (приблизительно 0,1%
S
нт
), а мощность
трансформа
тора
с.н
.

выбирается в соответствии с нагрузками в разных режимах
работы
подстанции, но не более 630 кВА:









S
ТСН
=
S
ном тр
/1000,

(19)


г
де

S
ТСН

-

мощность
трансформатора собственных нужд кВА;

S
ном тр

-

мощность установленного трансформатора, кВА.


По результатам расчета в
ыбрать ТСН
(Приложение 2).



2.2

Выбор аппаратуры на сторону НН 6(10) кВ


Схему стороны НН предлагается построить на базе КРУ К
-
63 Самарского
з
авода «Электрощит».
Для в
ыб
ора типовых ячейк КРУ можно
и
спользовать

приложение 3. Стоит учитывать, что в набор должны входить ячейки ввода, ячейки
содержащие трансформатор тока и трансформатор напряжения, ячейки вывода к
ТСН
, которые были выбраны выше, и я
чейки вывода к потребителям
соответсвующие количеству отходящих линий. В качестве наглядного примера
можно воспользоваться рис
унком


2.1.

Следует учитывать следующее:

1.

Для выполнения кабельного ввода на ток более 1600 А рекомендуется
использо
вать две камер
ы по схемам 60 и 61 или 92 и 93, включенные параллельно с
помощью шинопровода на ток 1600 А.

2.

Шинный ввод (вывод) на ток более 1600 А можно осуществить с
помощью двух камер по схемам 01 и 04, 49 и 52, 76 и 80. Возможны и другие
варианты.

3.

Камеры ввода с
трансформаторами нап
ряжения по схемам 03, 04, 10, 11
,
89 изго
товляются с трансформаторами напряжения типа
H
ОЛ
.08
-
6(
l
0) кВ. В
остальных ячейках могут устанавливаться трансформаторы напр
яжения типа
НАМИТ
-
10 или ЗНОЛ.06
-
6(10
).

4.

С помощью камер по схемам 25, 2
6, 46 и 55 можно через шинный мост
соединить сборные шины в двух параллельно стоящих рядах КРУ.

5.

Для секционирования сборных шин используются камеры 27 и 31,
которые уста
навливаются рядом, или 02 и 53, которые устанавливаются в разных
рядах и соединяют
ся
шинным мостом.

6.

Для подключения ТСН мощностью до 250 кВА до выключателя ввода
использу
ются камеры по схеме 86 или 87. В случае подключения ТСН к сборным
шинам исполь
зуются камеры: по схеме 87 совместно с 25, 26, 42 или 46; камера по
схеме 88.







Рис.
2.1
.


Схема заполнения РП 6(10) кВ с камерами К
-
63






2.3

Выбор реакторов


Реакторы служат для ограничения токов КЗ в мощных электро
установках, а
также позволяют поддерживать на шинах определенный уровень напряжения при
повреждениях за реакторами.

Основная
область применения реакторов

-

электрические сети напря
жением
6
-
10 кВ.

Устанавливается между трансформатором и НН шиной.

Реакторы выбирают по номинальн
о
м
у

напряжению, току и индуктив
ному
сопротивлению.

Н
оминальное напряжение выбирают в соответствии с ном
и
нальным
напряжением установки. При этом предполагается, что реакторы должны
длительно выдерживать максимальные рабочие напряжения, которые могут иметь
место в процессе эксплуатации. Допускается исполь
зование реакторов в
электроустановках с номинальным н
апряжением, меньшим номинального
напряжения реакторов.

Номинальный ток реактора (ветви сдвоенного реактора) не должен быть
меньше максимального длительного тока нагрузки цепи, в которую он включен:


.




(
20
)


Индуктивное сопротивление реактора определяют, исходя из условий
ограничения тока КЗ до заданного уровня. В большинстве слу
чаев уровень
ограничения тока КЗ определяется по коммутаци
онной способности
выключателей, намечаемых к установке или установленных в данной точке сети.

Как правило, первоначально известно начальное значение периоди
ческого
тока КЗ

I
по
,
которое с помощью реактора необходимо умень
шить до требуемого
уровня.


Рассмотрим порядок определения сопротивления индивидуального реактора.
Требуется ограничить ток КЗ так, чтобы можно было в данной цепи установить
выключатель с номинальным током отключения

I
ном отк

(действующее значение
периодической составляющей тока откл
ючения).

По значению

I
ном отк

определяется начальное значение периодической
составляющей тока КЗ, при котором обеспечивается коммутационная спо
собность
выключателя. Для упрощения обычно принимают

I
по треб
=
I
ном отк
.

Результирующее сопротивление

(
Ом
)

цеп
и КЗ до установки реактора

можно
определить по выражению
:













(21
)


Требуемое сопротивление цепи КЗ для обеспечения

I
по треб









(2
2
)


Разность полученных значений сопротивлений даст требуемое
сопротивление реактора


.







(23)






Далее по каталожным и справочным
материалам (приложение 4
) выбирают
тип реактора с ближайшим большим индуктивным сопротив
лением.

Фактическое значение тока при КЗ за реактором

определяется сле
дующим
образом. Вычисляется значение результирующего сопротивления цепи КЗ с учетом
реактора

.







(2
4
)


З
атем определяется началь
ное значение пер
иодической составляющей


тока КЗ








(2
5
)


2.4

Выбор выключателей


Выбор выключателей
(приложение 5)

следует про
водить в
табличной форме
(табл.

2.1
)
.

Таблица 2.1

Параметры выключателей

Расчетные
величины

Каталожные данные
выключателя

Условия выбора

U
уст

U
ном


I
раб
max

I
ном


I
по

I
откл


i
у

i
пр.с


B
к

I
2
Т
×
t
Т



2.5

Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей


Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей производится так
же, как и выключателей, но без проверок на отключающую способность, так как
они предназначаются для отключения цепей,
находящихся под током. Кроме того,
короткозамыкатель принимается без выбора по длительному номинальному току

(Приложение 6)
.


Таблица 2.2

Параметры разъединителей, отделителей и кроткозамыкателей

Расчетные
величины

Каталожные данные
выключателя

Условия
выбора

U
уст

U
ном


I
раб
max

I
ном


i
у

i
пр.с


B
к

I
2
Т
×
t
Т








2.6

Выбор измерительных трансформаторов


2.6.1
Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают:

1)

по напряжению установки



где
U
уст

-

напряжени
е

в месте установки, кВ;

U
ном


-

номинальное напря
ж
ение трансформатора, кВ.


2)
по току



где
I
ном1

-

номинальный ток первичной обмотки ТТ, А.

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки,
та
к как недогрузка первичной

обмотки приводит к увеличению п
огрешностей
.

Номинальный ток выбирают
:


1.
по конструкции и классу точности
;


2.
по электродинамической стойкости
.




где
i
у

-

ударный ток КЗ по расчету, кА;

k
эд

-

кратность электродин
амической стойкости по каталогу (приложение 7);

i
дин

-

ток электродинамической стойкости
, кА.


Электродинамическая стойкость шинных
трансформаторов тока опре
-
деляется устойчивостью самих шин распределительного устройства, вслед
ствие
этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются;

1)

по термической стойкости




где
k
т

-

кратность термической стойко
сти по каталогу
.

2)

по вторичной нагрузке





где
Z
2

-
вторичная нагрузка трансформатора тока
, ВА
;


Z

2 ном
-
номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном
классе точности.


2.6.2
Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбирают по следующим параметрам:

а)

напряжению



U
уст

U
ном
.


(3
1
)

б)

классу точности;






где S
2ном



номинальная мощность в выбранном классе точности
, ВА
;

S
2сум

-

нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединѐнных к
трансформатору напряжения,

ВА

(Приложение 7)
.

.

(33)



2.7

Расчет заземляющего
устройства


Расчет заземляющего устройства проводится в следующем порядке:

1.

В соответствии с ПУЭ устанавливают допустимое сопротивление
заземляющего устройства
R
з
.

Если заземляющее устройство является общим для
установок на различное напряжение, то за расче
тное принимается наименьшее из
допустимых. В установках 110 кВ и выше с большим током замыкания на землю
R
з

R
з

≤0,5Ом, в высоковольтных установках до 35 кВ с малым током замыкания на
землю
R
з

≤ 250/
I
з
, но не более 10 Ом, в низковольтовых установках
R
з

≤ 12
5/
I
з

,

но
не более 10 Ом при мощности источника до 100 кВА и не более 4 Ом, если
мощность источника более 1000 кВА.

2.

Определяют необходимое сопротивление искусственного заземлителя с
учетом использования естественного заземлителя, включенного параллельно,
из
выражения






R
и

=
,







(32)


г
де


R
з



допустимое сопротивление заземляющего устройства
, Ом
;

R
и



сопротивление искусственного заземлителя
,
Ом
;

R
е



сопротивление естественного заземлителя
, Ом
.


3.

Определяют расчетное удельное сопротивление грунта
ρ
р

для
горизонтальных и вертикальных электродов с уч
етом повышающего коэффициента
К
п
, учитывающего высыхание грунта
летом и промерзание его зимой

по
формулам:




р.г

=

уд
К
п.г
;













(33)






р.в

=
уд
К
п.в
,







(34
)



где

ρ
уд



удельное сопротивление грунта
,

Ом

·
м
;

К
п.г

и К
п.в



повышающие коэффициенты для горизонтальных и вертикальных
электродов соответственно.


4.

Определяют сопротивление растеканию
R
в.о


(Ом)
одного вертикального
электрода по выражению:




R
в.о

=
,



(35
)






где

l



длина стержня, м (
обычно 3
-
5м)
;

d



диаметр стержня, м

(обычно 1,2
-
2
,0 см)
;

t



глубина заложения, расстояние от поверхности почвы до середины
стержневого заземлителя, м

(0,8м)
.


5.

Определяют ориентировочное число вертикальных заземлителей при
предварительно принятом коэффициенте использования К
и.в
:






N

=
,



(36)

где R
о.в.э

-
сопротивление растеканию одного вертикального электрода
, Ом
,
определенное в п.
4
;

R
и


-

сопротивление искусственного заземлителя
, Ом
, найденное в
п.2.

К
и.в.
-

Коэффициент использования заземлителя учитывает увеличение
сопротивление заземлителя вследствие явления экранирования соседних
электродов

(Приложение 8)
.


6.

Определяют расчетное сопротивление растеканию горизонтальных
электродов R
р.г.э

по формул
е
:









R
р.г.э

=
,




(37)

где

R
г.э



сопротивление растеканию горизонтальных электродов
, Ом
,
определяемое по выражению

К
и.г.э

.
.


риложение 8
)
:




R
г,э

=
,




(38)


где

l


длина
полосы, м
;

b
-

ширина полосы
( полосы 40
×
4 на глубине 0,9 м), м
;

t


глубина заложения полосы,
м.

7.

Уточняют необходимое сопротивление вертикальных электродов с учетом
проводимости горизонтальных соединительных электродов
:







R
в.э

=
, Ом
,

(39)


8.

Определяют число вертикальных электродов с учетом уточненного
сопротивления вертикального заземлителя
:



N =
.



(40)

9.

Принимают окончатель
ное число вертикальных электродов, намечают
расположение заземлителей
.




2.8

Выбор защиты от перенапряжений и грозозащиты


До 70
-
х годов традиционным аппаратом для защиты изоляции
электрооборудования от перенапряжения является вентильный разрядник, который
содержал нелинейный элемент с симметричной вольт
-
амперной характеристикой
на основе карбида кремния и последовательно вклю
ченные с ним искровые
промежутки. Из
-
за относительно слабой нелинейности нелинейного элемента он не
мог подключаться к сети непосредственно, так как при рабочем напряжении через
него протекал бы значительный ток.

В 70
-
х годах появились нелинейные элементы

на основе окиси цинка,
имеющие вольт
-
амперные характеристики с гораздо большей нелинейностью, что
позволяло подключать их к сети непосредственно, без последовательных искровых
промежутков. В нашей стране защитные аппараты с оксидно
-
цинковыми
элементами по
лучили название ограничители перенапряжения нелинейные (ОПН).
За рубежом подобные аппараты называются безыскровыми разрядниками.
Отсутствие последовательных искровых промежутков позволяет значительно
улучшить защитные характеристики аппарата и уменьшить ег
о массогабаритные
показатели. К началу 70
-
х годов безыскровые защитные аппараты получили
преимущественное распространение.

ОПН представляет собой аппарат опорного типа и содержит
высоконелинейный резистор, состоящий из последовательно соединенных в
колонку

дисков оксидно
-
цинковых варисторов производства лучших зарубежных
фирм, помещенных в изоляционную оболочку. Огранчители исполнения УХЛ1
имеют взрывобезопасный чехол из комбинированной полимерной изоляции:
стеклопластиковый цилиндр с оребренным покрытием и
з кремнийорганической
резины.

Принцип работы ОПН заключается в следующем: в нормальном режиме
через аппарат протекает незначительный ток (порядка долей мА) при появлении
всплесков перенапряжений любой физической природы из
-
за резкой

нелинейной
вольт
-
амперные характеристики ограничителя ток через него возрастает до
значений от ампер до десятков килоампер, снижая уровень перенапряжения до
заданных значений. Параметром для выбора ОПНа служит U
ном
.


Для защиты от перенапряжений необходим
о подобрать ОПН с указанием его
технических характеристик.

От прямых ударов молнии электроустановки защищаются стержневыми и
тросовыми молниеотводами. Здания с хорошо заземленной металлической крышей
не требуют защиты молниеотводами. В ОРУ 110 кВ и выше ра
зрешается установка
молниеотводов непосредственно на металлических конструкциях, присоединенных
к заземляющему контору подстанции, а в открытых распределительных
устройствах 35 кВ рекомендуется установка отдельно стоящих молниеотводов,
имеющих обособленное

заземление. Каждый молниеотвод защищает вокруг себя,
строго определенное пространство

(
р
ис. 2.2)
, вероятность попадания в которое
равна нулю.





Рис.
2.2.
Зона защиты молниеотвода


Высота зоны защиты молниеотвода (
h
о
) ниже высоты
h
раз
, вычисляется по
форму
ле:




радиус границы защиты вычисляется:




где h
раз



разница высот между выс
о
той молниеотвода и самым высоким строением
подстанции
, м
.

Принимаем h
раз

в пределах от 20 до 28 м.

Так как молниеотвод защищает круговой сектор поверхности, то
необходимо
рассчитать зону защиты одного монниеотвода.





















Рекомендуемая л
итература


1.

Амерханов Р.А. и др. Проектирование систем энергообеспечения: учебник
для студентов вузов по напр
авлению «Агроинженерия»/ Под редакцией Р.А.
Амерханова.
-
2
-
е изд., перераб.
и

доп.
-
М.: Энергоатомиздат, 2010.
-
548 с.

2.

Лещинская

Т. Б.
Электроснабжение сельского хозяйства

/ Т.Б. Лещинская.


М. Колос,
-
2006
.

3.

Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических
станции и подстанций
:
учебник для студентов сред. проф.
о
бразования/Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева,
Т,В. Чиркова.
-

6 изд. стер.
-

М.:

Издательский центр

«Академия», 2009.
-

448 с.

4.

Ополева Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: Справочник.

М.: ИД
«Форум»6 ИН
ФРА
-
М, 2010.
-
448 с.



































Приложение 1


Таблица П
.
1.1

Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 35 кВ


Тип

S
ном
, МВА

U
ном

ВН, кВ

U
ном

НН, кВ

u
к

%

ТД
-
10000/35

10

35

6
; 10

7,5

ТД
-

16000/35

16

35

6
; 10

8,0

ТРДНС
-
25000/35

25

35

6
; 10

9,5

ТРДНС
-
32000/35

32

35

6; 10

11,5

ТРДНС
-
40000/35

40

35

6; 10

11,5

ТРДНС
-
63000/35

63

35

6; 10

11,5



Таблица П
.
1.2

Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 110 кВ


Тип

S
ном
, МВА

U
ном

ВН, кВ

U
ном

НН, кВ

u
к

%

ТДН
-
10000/110

10

110

6; 10

10,5

ТДН
-
16000/110

16

110

6; 10
; 35

10,5

ТДН
-
25000/110

25

110

6; 10

10,5

ТД
-
40000/110

40

110

3; 6; 10

10,5

ТРДН
-
40000/110

40

110

6; 10

10,5

ТРДЦН
-
63000/110

63

110

6; 10

10,5

ТДЦ
-
80000/110

80

110

6; 10; 13

10,5

ТРДЦН
-
125000/110

125

110

10

10,5



Таблица П
.
1.3

Трехфазные трехобмоточные трансформаторы 110 кВ


Тип

S
ном
,
МВА

U
ном

ВН,
кВ

U
ном

СН,
кВ

U
ном

НН,
кВ

u
к

%
ВН
-
СН

u
к

%
ВН
-
НН

u
к

%
СН
-
НН

ТДТН
-
10000/110

10

110

20; 35

6; 10

10,5

17

6

ТДТН
-
16000/110

16

110

20; 35

6; 10

10,5

17

6

ТДТН
-
25000/l10

25

110

20; 35

6; 10

10,5

17,5

6,5

ТДТН
-
40000/110

40

110

20; 35

6; 10

10,5

17,5

6

ТДТН
-
63000/110

63

110

20; 35

6; 10

10,5

17,5

6,5

ТДТН
-
80000/110

80

110

35

6; 10

11

18,5

7






Окончание

приложения 1


Таблица П
.
1
.4

Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 220 кВ


Тип

S
ном
, МВА

U
ном

ВН, кВ

U
ном

НН, кВ

u
к

%

ТРДН
-
40000/220

40

2
2
0

6; 10

12

ТРДЦН
-
63000/220


63

2
2
0

6; 10

12

ТДЦ
-
80000/220

80

2
2
0

6; 10

11

ТРДЦН
-

100000/220

100

2
2
0

10

12

ТДЦ
-

125000/220

125

2
2
0

10

11

ТРДЦН
-
160000/220

160

2
2
0

10; 35

12



Таблица П
.
1.5

Трехфазные трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы 220 кВ


Тип

S
ном
,
МВА

U
ном

ВН,
кВ

U
ном

СН,
кВ

U
ном

НН, кВ

u
к

%
ВН
-
СН

u
к

%
ВН
-
НН

u
к

%
СН
-
НН

ТДТН
-
25000/220

25

220

35

6; 10

12,5

20

6,5

ТДТН
-
40000/220

40

220

35

6; 10

12,5

22

9,5

АТДЦТН
-
63000/220

63

220

110; 35

10; 6

11

35,7

21,9

АТДЦТН
-

125000/220

125

220

110

10; 6; 35

11

31

19



















Приложение 2


Технические ха
рактеристики трансформаторов ТМ мощностью 16
-
630 кВА


Тип
трансформатора и

мощность, кВА


Напряжения, кВ

Потери, Вт

Напряжение
короткого
замыкания, %

ВН

НН

холостого
хода


Короткого
замыкания

ТМ
-
16

6
-
10

0.4

100

460

4.0

ТМ
-
25

120

600

ТМ
-
40

160

880

ТМ
-
63

230

1200

ТМ
-
100

320

1970

ТМ
-
160

460

2650

ТМ
-
250

650

3100

ТМ
-
400

830

5500

ТМ
-
630



1050

7600


































Приложение 3


Схемы первичных соединений камер К
-
63
















Окончани
е
приложения

П
.
3










Приложение 4


Технические данные одинарных бетонных реакторов



Реактор

Номинальное
индуктивное
сопротивление,
Ом

Длительно
допустимый ток,


А

Ток
электродина
-

мической
стойкости,
к
А

РБ, РБУ,РБГ 10
-
400
-
0,35

0,35

400

25

РБ, РБУ,РБГ 10
-
400
-
0,45

0,45

400

25

РБ, РБУ,РБГ 10
-
630
-
0,25

0,25

630

40

РБ, РБУ,РБГ 10
-
630
-
0,40

0,4

630

33

РБ, РБУ,РБГ
10
-
630
-
0,56

0,56

630

24

РБ, РБУ,РБГ 10
-
1000
-
0,14

0,14

1000

63

РБ, РБУ,РБГ 10
-
1000
-
0,22

0,22

1000

49

РБ, РБУ,РБГ 10
-
1000
-
0,28

0,28

1000

45

РБ, РБУ,РБГ 10
-
1000
-
0,35

0,35

1000

37

РБ, РБУ,РБГ 10
-
1000
-
0,45

0,45

1000

29

РБ, РБУ,РБГ 10
-
1000
-
0,56

0,56

1000

24

РБ, РБУ,РБГ 10
-
1600
-
0,14

0,14

1600

79

РБ, РБУ,РБГ 10
-
1600
-
0,20

0,2

1600

60

РБ, РБУ,РБГ 10
-
1600
-
0,25

0,25

1600

49

РБ, РБУ,РБГ 10
-
1600
-
0,35

0,35

1600

37

РБД, РБДУ 10
-
2500
-
0,14

0,14

2500

66

РБГ 10
-
2500
-
0,14

0,14

2500

79

РБД, РБДУ 10
-
2500
-
0,20

0,2

2500

52

РБГ 10
-
2500
-
0,20

0,2

2500

60

РБДГ 10
-
2500
-
0,25

0,25

2500

49

РБДГ 10
-
2500
-
0,35

0,35

2500

37

РБДГ 10
-
4000
-
0,105

0,105

4000

97

РБДГ 10
-
4000
-
0,18

0,18

4000

65



















Приложение 5


Выключатели






Тип





Номинальное

напряже

ние
U
ном
, кВ

Номинальный ток

I
ном
, А

Номинальный

ток

отключения

I
откл
ном
, кА

Содержание апериоди
ческой
состав
ляющей
β
н
, %

Параметры сквозного
тока

кз
, кА

Время протекания

тока терм. стой

кости,
t
тер
, с

Полное вре
м
я отключения

t
откл

, с

Собственное время отключения
t
c
, с


Ток
электродинамиче
ской стойкости

Ток термичес

кой стойкости
I
тер

i
дин

I
дин


Масляные баковые








С
-
35М
-
630
-
10У1

35

630

10



26

10

10

4

0,08/
0,
15

0,05/
0,12

С
-
35
-
3200
-
2000
-
50У1

35

3200,
2000

50



127

50

50

4

0,08

0,055

МКП
-
35
-
1000
-
25

35

1000

25



64

25

25

4

0,08

0,05

МКП
-
11 ОМ
-
1000
-
20

110

1000

20



52

20

20

3

0,08

0,04

У
-

И0
-
2000
-
40У1

110

2000

40

20

102

40

40

3

0,08

0,06

У
-
110
-
2000
-
50У1

110

2000

50

30

135

50

50

3

0,08

0,05

У
-
220
-
2000
-
40У1

220

2000

40

30

105

40

40

3

0,08

0,045

Воздушные

ВВГ
-
20
-
160

20

12500,
20000

160



410

160

160

4

0,14

0,12

ВВУ
-
35
-
40

35

2000,
3200

40



100

40

40

3

0,07

0,05

ВВБК
-
110Б
-
50

110

3150

50

35

128*

50

56

3

0,06

0,045

ВВБК
-
220Б
-
56

220

3150

56

47

143

56

56

3

0,04

0,025

ВВБК
-
3 30Б
-
40

330

3200

40

45

128

50

50

2

0,04

0,025

ВВБК
-
500
-
50

500

3200

50

45

128

50

50

2

0,04

0,025

ВВ
-
ЗЗО, 500Б
-
31,5

330,

500

2000

31,5

20

80

31,5

31,5

3

0,08

0,055

ВНВ
-
220
-
63

220

3150

63



162

63

63

3

0,04

0,025

ВНВ
-
330/500/750
-
40

330,
500,
750

3150,
4000

40



102

40

40

3

0,04

0,025

ВНВ
-
330/500/750
-
63

330,50
0, 750

3150,
4000

63

-

162

63

63

3

0,04

0,025






Окончание приложения П
.
5

Маломасляные

BMM
-
1Q
-
10

10

200
-
630

10


25

10

10

4

0,12

0,09

ВПМ
-
10
-
20

10

630,
1000

20


52

20

20

4

0,12

0,09

ВМПП, ВМПЭ
-
20

10

630,
1000

20



52

20

20

4

0,12

0,09

ВМПП, ВМПЭ
-
31,5

10

630
-
3200

31,5



80

31,5

31,5

4

0,12

0,09

ВК
-
10
-
20

10

630
-
160
0

20


52

20

20

3

0,07

0,05

ВКЭ
-
10
-
31,5, ВК
-
10
-
31,5

10

630
-
3150

31,5


80

31,5

31,5

3

0,095

0,07

МГГ
-
10
-
45

10

3200
-
5000

45


120

45

45

4

0,16

0,12

МГГ
-
10
-
63

10

5000

63

_

150

64

64

4

0,13

0,1

МГУ
-
20
-
90

20

6300

90

_

300

105

87

4

0,2

0,15

ВГМ
-
20
-
90

20

11200

90


320

125

105

4

0,2

0,15

ВМУЭ
-
35Б
-
25

35

1000

25


64

25

25

4

0,075

0,05

ВМТ
-
110Б/220Б
-
20

110,
220

1000

20

25

52

20

20

3

0,08

0,05

ВМТ
-
110Б/220Б
-
20

110,
220

1250

25

36

65

25

25

3

0,06

0,035

Электромагнитные

ВЭ
-
10
-
20

10

1250
-
3600

20

_

51

20

20

4

0,75

0,06

ВЭ
-
10
-
31,5

10

1250
-
3600

31,5

_

80

31,5

31,5

4

0,75

0,06

ВЭ
-
10
-
40

10

1600
-
3150

40

.

100

40

40

3

0,08

0,06

ВЭМ
-
6
-
40

6

2000

40

_

125

40

40

4

0,08

0,06

ВЭМ
-
6
-
20

6

1000

20

-

52

20

20

4

0,06

0,05

Вакуумные

ВНВП
-
10/320

10

320

2

_

40

16

20

0,3

0,05

0,035

ЗВТЭ
-
10/630

10

630

10

60

25

10

10

3

0,05

0,03

ЗВТП
-
10/630
-
1600

10

1600

20

50

52

20

20

3

0,05

0,03

3BK
-
35B
-
20

35

1000

20

_

51

_

_

_

0,07

-

ЗВК
-
110 Б
-
20

110

1000

20

-

51

-

-


0,07

-






Приложение 6


Таблица П
.
6
.1

Разъединители







Тип


Номинальное

напряжение,

кВ


Номинальный ток,

А


Амплитуда предельного
сквозного тока КЗ, кА

Предельный ток
термической стой
-
кости / допустим
время, кА/с

Тип привода

главных

ножей

з
аземля
-

ющих

ножей



Для внутренней установки


РВ, РВФ,

6

400

41

16/4


ПР
-
10, ПР
-
11

РВФЗ


630

52

20/4

20/1




1000

100

40/4

31,5/1


РВ, РВО, РВЗ,




10

400

41

16/4

16/1

ПР
-
10, ПР
-
11






РВФ, РВФЗ


630

52

20/4

20/1




1000

100

40/4

31,5/1


РВР, РВРЗ

10

2000

85

31,5/4

31,5/1

ПЧ
-
50, ПДВ
-
1



2500

125

45/4

45/1




4000

180

71/4

71/1


РВ, РВЗ

20

6300

220

80/4

-

ПЧ
-
50, ПДВ
-
1



8000

300

120/4

-


РВК

10

2000

85

31,5/4

_

ПР
-
3, ПЧ
-
50,


35

2000

115

45/4

-

ПДВ
-
1

РВП, РВПЗ

20

12500

490

180/4

100/1

ПД
-
12УЗ

РВ, РВЗ

20

630

50

20/4

20/1

ПР
-
3



1000

55

20/4

20/1


РВ, РВЗ

35

630

51

20/4

20/1

ПР
-
3



1000

80

31,5/4

31,5/1




Дли наружной установки




РДЗ




35

1000

63

25/4

25/1

ПР
-
У1, ПР
-
ХЛ1




2000

80

31,5/4

31,5/1

ПД
-
1У1



3200

125

50/4

50/1



110

1000

80

31,5/3

31,5/4





2000

100 '

40/3

40/1


_


3200

525

50/3

50/1



220

1000

100

40/3

40/1




2000

100

40/3

40/1




3200

125

50/3

50/1


РНД, РНДЗ

330

3200

160

63/2

63/1

ПДН
-
1У1


500

3200

160

63/2

63/1


РНВ, РНВЗ

500

2000

45

16/2

16/2

ПД, ПРН


750

4000

160

63/2

-


РП, РПД

330

3200

160

63/2

-

ПД
-
2У1


500

3200

160

63/2

-


ЗР
-
10УЗ

10

-

235

90/1

-

ПЧ
-
50

3P
-
23y3

24

-

235

90/1

-


ЗР
-
З5УЗ

35

-

235

90/1

-






Окончание

приложения 6


Т
аб
лица

П
.
6
.2

Короткозамыкатели





Тип

Номинальное
напряжение, кВ

Амплитуда
предельного
сквозного тока КЗ,
кА

Предельный ток
термической
стойкости/вре
мя,
кА/с

Полное время
включения, с

Привод

КЭ
-
35У

35

42

12,5/3

0,12

ПРК
-
1У1

КЗ
-
110У

110

42

12,5/3

0,12

ПРК
-
1У1

КЗ
-
220

220

51

20,0/3

0,25

ПРК
-
1У1

КЭ
-
110*

100

70

27,5/3

0,15

ППК

КЭ
-
220*

220

70

27,5/3

0,15

ППК


Таблица П.6.3

Отделители


Тип

Номинальное
напряжение кВ,

Номинальный ток, А

Амплитуда
предельного
сквозного тока
главных

ножей, кА

Предельный ток
термической
стойкости/вре
мя,
кА/с

Полное время
отключения,
с

Привод

ОД
-
35/630

35

630

80

12,5/3

0,5

ПРО
-
1У1

ОД
-
110/1000

110

1000

80

31,5/3

0,38

ПРО
-
1У1






0,45


ОДЗ
-
110/1000

110

1000

80

31,5/3

0,38

ПРО
-
1
У1






0,45


ОД
-
220/1000

220

1000

80

31,5/3

0,5

ПРО
-
1У1

ОЭ
-
110/1000*

110

1000

70

27,5/3

0,15

ППО

ОЗ
-
220/1000*

220

1000

70

27,5/3

0,15

ППО














Приложение 7

Таблица П
.
7
.1

Трансформаторы тока


Тип

U
ном
,
кВ

Номинальный ток,
кА

Варианты
исполнения по
вторичным


обмоткам

Ток стойкости
, кА

Время
t
тер
, с

Нагрузка
измери
-
тельной
обмотки

S
2ном
, ВА

П
ервич
-

ный

В
торич
-

ный

Э
лектродина
-
мической

Т
ермичес
-

кой


ТФЭМ35
-
У1

35

15
-
600

5

0,5/ 10Р

3
-
127

0,7
-
31

3

30



800


107

31





1000



134

37





1500



106

41





2000



141

55



ТФЗМ110
-
У1

110

50
-
600

5

0,5/10Р/10Р

10
-
126

2
-
26

3

30



400
-
800


62
-
124

14
-
28





750
-
1500



79
-
158

26
-
52





1000
-
2000



106
-
212

34
-
68



ТФЗМ150
-
У1

150

600
-
1200

1; 5

0,5/10Р/10Р/10Р

52
-
104

14
-
28

3

40



1000
-
2000


113
-
226

41,6
-
83


30

ТФЗМ220
-
У1

220

300
-
600

1; 5

0,5/10Р/10Р/10Р

25
-
50

9,8
-
19,6

3

30



1000
-
1200


100

39,2





2000



100

39,2



ТФУМ330
-
У1

330

1000
-
2000

1

0,5/10Р/10Р/10Р

160

63

1

30



1500
-
3000








2000
-
4000







ТФЗМ500
-
У1

500

500

1000

2000

1

0.5/10Р/10Р/ЮР

90

180

180

34

68

68

1

30

ТФРМ500
-
У1

500

1000
-
2000

1

0,5/10Р/10Р/ЮР

120

47

1

40



1500
-
3000








2000
-
4000







ТФРМ750
-
У1

750

1000
-
2000

1500
-
3000

2000
-
4000

1

0,5/10Р/10Р/10Р/10
Р

120

47

1

40


Таблица П.7.2

Трансформаторы
напряжения




Тип

Номинальное напряжение
обмотки

Номинальная мощность,
ВА, в классе точности

Максима
льная

мощ
ность,

ВА

первичной,

кВ

основной
вторич
-
ной, В

д
ополни
-

тельной,

В

0,2

0,5

1

3

НОЛ.08

6

100


30

50

75

200

400


10

100



50

75

150

300

630

НОМ
-
10
-
66

10

100

-

-

75

150

300

630

ЗНОЛ.09

3/√3

100/
√3

100:3

15

30

50

150

250


6/
√3


или 100

30

50

75

200

400


10/
√3



50

75

150

300

630

ЗНОЛ.Об

6/
√3

100/
√3

100: 3

30

50

75

200

400


10/
√3


или 100

50

75

150

300

630


15/
√3



50

75

150

300

630




Приложение 8

Таблица П
.
8
.1

Средние удельные сопротивления грунтов


Грунт

Уд. сопротивление, Ом
·
м

Глина (слой 7
-
10м, далее скала, гравий)

70

Глина каменистая (слой 1
-
3м, далее гравий)

100

Земля садовая

50

Лѐсс

250

Мергель

2000

Песок

500

Песок крупнозернистый с валунами

1000

Скала

4000

Суглинок

100

Супесь

300

Торф

20

Чернозем

30


Таблица П.8.2

Значение повышающего коэффициента
k

для различных климатических зон



Данные,
х
арактеризующие

климатические зоны и
тип

применяемых
электродов

Климатические зоны

1

2

3

4

Климатические признаки зон

Средняя
м
ноголетняя
низшая температура
(январь), °
C

От
-
20 до
-
15

От
-
14 до
-
10


От
-
10 до 0


От 0 до +5

Средняя многолетняя
высшая температура
(июль), °
C

От +16 до +18

От +18 до +22


От +22 до +24


От +24 до +26

Среднегодовое
количество осадков, см

40

50

50

30
-
50

Продолжительность
замерзания вод
ы
, дни

190
-
170

150

100

0

Значение коэффициента K
п

при применении
стержневых электродов
длиной 2
-
3м и при
глубине заложения их
вершины 0.5
-
0.8м

1
,
8
-
2

1
,
5
-
1
,
8

1
,
4
-
1
,
6

1
,
2
-
1
,
4

при применении
протяженных электродов
и при глубине заложения
0.8м

4
,
5
-
7
,
0

3
,
5
-
4
,
5

2
,
0
-
2
,
5

1
,
5
-
2
,
0




Окончание
приложения

8

Таблица П.8.3

Коэффициенты использования вертикальных электродов


Отношение
расстояния между
вертикальным и
электродами к их
длине
а
/
l

Число вертикальных
электродов в ряду при
расположении



К
и
, в


в ряду

по контуру

в ряд

по контуру

1

2

3

5

10

15

20

-

4

6

10

20

40

60

100

0,84
-
0,87

0,76
-
0,8

0,67
-
0,72

0,56
-
0,62

0,51
-
0,56

0,47
-
0,5

-

0,66
-
0,72

0,58
-
0,65

0,52
-
0,58

0,44
-
0,5

0,38
-
0,44

0,36
-
0,42

0,33
-
0,39

2

2

3

5

10

15

20

-

4

6

10

20

40

60

100

0,9
-
0,92

0,85
-
0,88

0,79
-
0,83

0,72
-
0,77

0,66
-
0,73

0,65
-
0,7

-

0,76
-
0,8

0,71
-
0,75

0,66
-
0,71

0,61
-
0,66

0,55
-
0,61

0,52
-
0,58

0,49
-
0,55

3

2

3

5

10

15

20

-

4

6

10

20

40

60

100

0,93
-
0,95

0,9
-
0,92

0,85
-
0,88

0,79
-
0,83

0,76
-
0,8

0,74
-
0,79

-

0,84
-
0,86

0,78
-
0,82

0,74
-
0,78

0,68
-
0,73

0,64
-
0,69

0,62
-
0,67

0,59
-
0,65


Таблица П.8.4

Коэффициенты использования горизонтальных электродов


Отношение
расстояния

между
вертикальными
электродами к их
длине
а
/
l


Коэффициент использования

при числе

вертикальных электродов в ряду и при расположении их в
ряд


4

5

6

10

20

30

50

65

1

0,77

0,74

0,67

0,62

0,42

0,31

0,21

0,2

2

0,89

0,86

0,79

0,75

0,56

0,46

0,36

0,34

3

0,92

0,9

0,85

0,82

0,68

0,58

0,49

0,47






П
риложение 9

Таблица П.9.1

Принципиальная схема трансформаторной

подстанции
















































Окончание приложения 9

Таблица П.9.2






Приложение 10


Минстерство сельского хозяйства РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования

«Самарская государственная сельскохозяйственная академия»

Кафедра «Электрификация и автоматизация АПК»





К У Р С О В О Й П Р О Е К Т


по дисциплин
е
«Электрические станции и подстанции»


Тема:
Расчет трансформаторной подстанции напряжением………кВ и
мощностью системы_____МВА






Выполнил:

Студент __ курса

Группы __

Направления ______________

Личный номер _____________


____________________________________________________

(фамилия, имя, отчество полностью)



К защите допущен: ______________ / _______________ /


(подпись)

Оценка _________ _____________ / ________________

(цифрой и прописью)
_____________ /
________________


_____________ / ________________

подписи членов комиссии) (расшифровка подп
иси)






Самара 2015



Приложенные файлы

  • pdf 6848301
    Размер файла: 2 MB Загрузок: 1

Добавить комментарий