Проектирование электрических сетей

Электромагнитные выключатели. Область их применения ограничена напряжением 10−15 кВ. дуга, образующаяся на контактах, втягивается магнитным полем в дугогасительную камеру.

Элегазовые выключатели. Элегаз (SF6 — шестифтористая сера) представляет собой инертный газ, плотность которого превышает плотность воздуха в 5 раз. В элегазе при атмосферном давлении может быть погашена дуга с током, который в 100 раз превышает ток, отключаемый в воздухе при тех же условиях.

7.1 Выбор схем электрических соединений РУ.

Проектируемая ПС № 8 (см. рис. 2.1) является тупиковой, с двумя подходящими ЛЭП, с двумя трансформаторами. На основании выше изложенного, на стороне ВН, применяется схема «два блока линия-трансформатор с выключателями в цепях трансформаторов и неавтоматической перемычкой со стороны линии» (схема 4Н [2]).

Рисунок 7.2 — Схема распределительного устройства высшего напряжения.

При выборе схемы 10(6) кВ следует пытаться применить наиболее простую схему. Для ограничения уровня токов КЗ применяются трансформаторы с расщепленной обмоткой НН, а также одинарные и сдвоенные групповые реакторы в цепи трансформатора. Снижение токов КЗ позволяет устанавливать менее дорогостоящее оборудование.

На проектируемой подстанции установлены трансформаторы с расщеплением. На подстанции имеется 24 отходящих линий 10 кВ. Из расчетов (см. п. 6) видно, что использование расщепления позволяет снизить уровень токов КЗ. Следовательно, на стороне НН применяется расщепление и используется схема «две одиночные секционированные выключателями системы шин» (схема 10(6)-2 [2]).

Рисунок 7.3 — Схема распределительного устройства низшего напряжения.

7.2 Выбор оборудования на стороне ВН.

7.

2.1 Выбор коммутационного оборудования Выбор выключателей производится по следующим параметрам:

по напряжению электроустановки;

конструкции установки;

длительному току нормального или утяжеленного режима;

коммутационной способности симметричного тока КЗ;

способности выключателя включаться на КЗ;

по термической стойкости.

Выбор разъединителей производится по следующим параметрам:

по напряжению электроустановки;

конструкции установки;

длительному току;

электродинамической стойкости;

по термической стойкости.

На стороне ВН применяются элегазовые выключатели, как наиболее современные и надежные.

Максимальный рабочий ток выключателя (разъединителя):

(7.1).

.

Ударный ток:

:

Тепловой импульс тока КЗ:

(7.2).

где: минимальное время срабатывания релейной защиты ([4]);

собственное время отключения выключателя;

затухание периодической составляющей.

Предварительно выбран элегазовый выключатель ВГТ-110ІІ-40/2500ХЛ1, разъединитель наружной установки РДЗ-2СК-110/1000Н ХЛ1. Расчетные и номинальные данные аппаратов занесены в таблицу 7.

1.

Таблица 7.1 — Выбор выключателей и разъединителей Условие выбора Расчетные величины Паспортные данные ВГТ-110ІІ-40/2500ХЛ1 РДЗ-2СК-110/1000Н ХЛ1, кВ 110 110 кВ 110 кВ, кА 0,342 2,5 кА 1 кА, кА 4,90 40 кА —, кА 12,85 102 кА 63 кА, кА2· с 2,17.

Выбранные выключатель ВГТ-110ІІ-40/2500ХЛ1 и разъединитель РДЗ-2СК-110/1000Н ХЛ1 проходят данные проверки, следовательно, они выбраны окончательно к установке.

7.

2.2 Выбор токоведущих частей В РУ 35 кВ и выше наряду с жесткими шинами применяют гибкие многопроволочные сталеалюминевые провода, а также пучки проводов в фазе с дистанционными распорками. Такая конструкция проводника позволяет увеличить рабочий ток и исключить коронирование. Провода марки АС могут применяться при напряжении до 500 кВ. При напряжении 500 кВ и выше применяются полые алюминиевые провода марки ПА, а также пучки проводов. Гибкая ошиновка выбирается:

по допустимому току из условий нагрева ;

проверка на термическую стойкость при КЗ;

проверка по условиям коронирования.

По экономической плотности тока не выбираются: сборные шины всех напряжений, т.к. нагрузка по их длине не равномерна и на многих участках меньше рабочего тока; ошиновка и кабели резервных линий и резервных трансформаторов собственных нужд т.к. они включаются эпизодически. В РУ 110 кВ минимальное допустимое сечение проводов по условиям короны соответствует АС-70, для РУ220 кВ — АС-240.

По допустимому току .

.

По данному условию выбраны провода АС-120/19 [1]. Для данного провода, допустимый длительный ток 390 А. (342<390).

По термическому действию тока КЗ.

; (7.3).

где: с — удельная теплоемкость материала проводника, для алюминиевых шин с=89 А· с½/мм2 [4].

16,55 мм2<120 мм2 — условие соблюдается.

По условиям коронирования — проверка может не проводиться т.к. минимальное допустимое сечение проводов по условиям короны соответствует АС-70, у нас выбраны провода АС-120.

Напряженность возникновения короны:

; (7.4).

где: m=0,82 — коэффициент шероховатости поверхности провода;

r0 — радиус провода (см).

Напряженность провода:

; (7.5).

где: U — линейное напряжение;

— среднегеометрическое расстояние между проводами фаз;

D=300 см — расстояние между фазами.

Условие проверки:

(7.6).

20,33<30,03 — условие выполняется.

Выбранный провод марки АС-120/19 проходит данные проверки, следовательно, он выбран окончательно к установке.

7.

2.3 Выбор трансформаторов тока Трансформаторы тока выбираются по следующим параметрам:

по конструкции и классу точности;

по напряжению ;

по первичному току ;

по электродинамической стойкости ;

по термической стойкости ;

по вторичной нагрузке .

В качестве соединительных проводников применяют контрольные кабели с медными или алюминиевыми жилами. По условию механической прочности сечение медных жил должно быть не менее 1,5 мм², алюминиевых жил — не менее 2,5 мм². Если в число подключаемых приборов входят счетчики для денежных расчетов, то минимальное сечение жил увеличивают до 2,5 мм² для медных жил и до 4 мм² для алюминиевых жил.

Предварительно выберем трансформатор тока ТФЗМ 110Б-1 У1; ХЛ1 с номинальной нагрузкой магнитопровода в классе 0,5.

Расчет нагрузки во вторичной цепи трансформатора тока. Нагрузка — это полное сопротивление внешней цепи, складывающаяся из сопротивлений приборов, проводов, контактных соединений:

. (7.7).

Таблица 7.2 — Характеристики измерительных приборов Наименование прибора Тип количество приборов Потребляемая мощность, ВА Амперметр Э 377 1 0,1 Ваттметр Д 345 1 0,5 Варметр Д 345 1 0,5 Счетчик активной энергии СЭТ-4ТМ.03 1 0,1 Счетчик реактивной энергии СЭТ-4ТМ.03 1 0,1 Итого 1,3.

Сопротивления приборов:

(7.8).

;

;

(7.9).

.

Сечение проводов из меди с удельным сопротивлением :

(7.10).

.

Принято ближайшее большее сечение по условиям механической прочности s=2,5 мм²; тогда сопротивление провода:

(7.11).

.

Общая нагрузка вторичной обмотки:

.

Условие выполняется: 0,85<1,2.

Таблица 7.3 — Выбор трансформатора тока Условие выбора Расчетные данные Паспортные данные ТФЗМ 110Б-1 ХЛ1 Класс точности 0,5 0,5, кВ 110 110, кА 342 400, кА 12,85 84, кА2· с 1,48 162· 3=768, Ом 0,85 1,2.

Выбранный трансформатор тока ТФЗМ 110Б-1 ХЛ1, удовлетворяет условиям проверки, следовательно он выбран к установке.

Принят к установке контрольный кабель КВВГ сечением жил 2,5 мм².

7.

2.4 Выбор трансформаторов напряжения У трансформаторов напряжения на вторичной стороне одна обмотка собирается в звезду, на которую присоединяются измерительные приборы, а другая — в разомкнутый треугольник, где присоединяются реле защиты от замыканий на землю.

Трансформаторы напряжения выбираются по следующим параметрам:

по конструкции и схеме соединения обмоток;

по напряжению ;

по классу точности;

по вторичной нагрузке .

В таблицу 7.4 занесены характеристики измерительных приборов.

Таблица 7.4 — Характеристики измерительных приборов Наименование прибора Тип Мощность одной катушки, Вт Число катушек cosφ Число приборов Полная мощность, ВА Вольтметр Э 345 2 1 1 1 2 Ваттметр Д 345 1,5 2 1 1 3 Варметр Д 345 1,5 2 1 1 3 Вольтметр регистрирующий И 393 10 1 1 1 10 Счетчик активной энергии СЭТ-4ТМ.03 0,8 3 0,53 1 4,5 Счетчик реактивной энергии СЭТ-4ТМ.03 0,8 3 0,53 1 4,5 Частотомер Э 372 3 1 1 1 3 ИТОГО 30.

Выбраны три трансформатора напряжения НКФ-110−83ХЛ1 с, в классе точности 0,5,. Выбранный трансформатор напряжения удовлетворяет требованиям, следовательно он выбран к установке.

Принят к установке контрольный кабель КВВГ сечением жил 2,5 мм² по механической прочности.

7.3 Выбор оборудования на стороне НН.

7.

3.1 Выбор выключателей На стороне НН выбраны вакуумные выключатели, как наиболее современные и надежные.

Выбор выключателей на стороне низкого напряжения производится аналогично выбору выключателей на стороне высокого напряжения.

На стороне НН выключатели можно разделить на три вида: вводной выключатель, секционный выключатель, линейный выключатель (на отходящих линиях).

Рабочий ток выключателей:

Вводной выключатель:

.

Секционный выключатель:

.

Линейный выключатель:

.

Ударный ток:

Тепловой импульс тока КЗ:

.

Предварительно выбраны:

вводной выключатель: ВВЭ-10−31,5/2000 У3;

секционный выключатель: ВВЭ-10−20/1250 У3;

линейный выключатель: ВВЭ-10−20/630 У3.

Таблица 7.5 — Выбор выключателей Условие выбора Выключатель вводной секционный линейный расчетные данные паспортные данные расчетные данные паспортные данные расчетные данные паспортные данные кВ 10,5 11 10,5 11 10,5 11 кА 1,79 2,00 0,90 1,25 0,22 0,63 кА 13,42 31,5 13,42 20 13,42 20 кА 35,11 80 35,11 52 35,11 52 кА2· с 18,91 2976,8 18,91 1200 18,91 1200.

Выбранные выключатели: вводной — ВВЭ-10−31,5/2000 У3; секционный — ВВЭ-10−20/1250 У3; линейный — ВВЭ-10−20/630 У3 проходят данные проверки, следовательно, они выбраны окончательно к установке.

7.

3.2 Выбор распределительного устройства Для проектируемой подстанции применено комплектное распределительное устройство закрытого исполнения серии К-63−2000/31,5 У3. Основные характеристики данного КРУ приведены в таблице 7.

6.

Таблица 7.6 — Номинальные данные КРУ Наименование параметра Значение параметра Номинальное напряжение, кВ 10 Номинальный ток ячеек КРУ, А 2000.

Номинальный ток сборных шин, А 2000.

Номинальный ток отключения выключателя ячейки, А 31 500.

Типы высоковольтных выключателей: ВВЭ-10 Типы трансформаторов тока: ТЛ-10−6 У3 Типы трансформаторов напряжения: НОЛ.08−10 У3 Габаритные размеры, мм (высота, глубина, ширина): 2268, 1455, 750 Масса шкафа, кг 375−600 7.

3.3 Выбор токоведущих частей В закрытых РУ 6−10 кВ сборные шины и ответвления от них, к электрическим аппаратам выполняются жесткими шинами. По соображениям экономического порядка применяют шины из алюминия и его сплавов. Форму и размеры поперечного сечения шины выбирают в соответствии с рабочим током.

Рассчитаем рабочий ток:

.

Применены алюминиевые однополосные шины размером 120×8 мм, сечением 9,60 см². Допустимый длительный ток для данных шин IН= 1900 А [5].

Минимальное сечение по термической стойкости:

где:

с — коэффициент, равный 90 для алюминия.

.

что меньше выбранного сечения 960 мм².

Проверка шин на электродинамическую стойкость.

(7.12).

где: J — момент инерции шины; l — расстояние между изоляторами; s — поперечное сечение шины.

При расположении шин на ребро:

(7.13).

;

.

При расположении шин плашмя:

;

.

При расположении шин плашмя, расстояние между изоляторами принято 1,73 м.

Проверка шин на механическую прочность:

расчетная электродинамическая сила:

(7.14).

;

изгибающий момент от взаимодействия токонесущих проводников фаз:

(7.15).

;

момент сопротивления поперечного сечения шины:

(7.16).

;

напряжение в материале шины:

(7.17).

;

; 85>22,15.

Выбранные шины, проходят данные проверки, следовательно, они приняты к установке.

7.

3.4 Выбор трансформаторов тока Выбор трансформаторов тока на стороне НН производится аналогично выбору трансформаторов тока на стороне ВН.

В цепи силового трансформатора, предварительно выбран трансформатор тока ТЛ-10−6 У3 с номинальной нагрузкой магнитопровода в классе 0,5, на отходящих линиях, предварительно выбран трансформатор тока ТЛ-10−6 У3 с номинальной нагрузкой магнитопровода в классе 0,5.

Выполнен расчет нагрузки во вторичной цепи трансформатора тока.

В таблицу 7.7 сведены данные по приборам.

Таблица 7.7 — Характеристики измерительных приборов Наименование прибора Тип количество приборов Потребляемая мощность, ВА Амперметр Э 377 1 0,1 Ваттметр Д 345 1 0,5 Варметр Д 345 1 0,5 Счетчик активной энергии СЭТ-4ТМ.03 1 0,1 Счетчик реактивной энергии СЭТ-4ТМ.03 1 0,1 Итого 1,3.

Сопротивления приборов:

;

;

.

Сечение проводов из меди с удельным сопротивлением :

.

Так как цепи трансформатора тока находятся счетчики для денежных расчетов, то минимальное сечение жил увеличено: s=2,5 мм² [4]; тогда сопротивление провода:

.

Общая нагрузка вторичной обмотки:

.

Условие выполняется: 0,22<0,4.

Таблица 7.8 — Выбор трансформатора тока Условие выбора Расчетные данные в цепи Паспортные данные ТЛ-10−6 У3 в цепи силового тр-ра отходящих линий силового тр-ра отходящих линий Класс точности 0,5 0,5 0,5 0,5, кВ 10 10 10 10, кА 1,79 0,22 2,00 0,30, кА 35,11 35,11 128 51, кА2· с 18,91 18,91 402· 3=4800 162· 3=768, Ом 0,22 0,22 0,4 0,4.

Выбранный трансформатор тока ТЛ-10−6 У3, удовлетворяет условиям проверки, следовательно, он выбран к установке в цепи силового трансформатора и на отходящих линиях. Принят к установке контрольный кабель КВВГ сечением жил 2,5 мм².

7.

3.5 Выбор трансформаторов напряжения Выбор трансформаторов напряжения на стороне НН производится аналогично выбору трансформаторов напряжения на стороне ВН.

Определена нагрузка на трансформаторе напряжения, данные по приборам занесены в таблицу 7.

9.

Таблица 7.9 — Характеристики измерительных приборов Наименование прибора Тип Мощность одной катушки, Вт Число катушек cosφ Число приборов Полная мощность, ВА Вольтметр Э 345 2 1 1 1 2 Ваттметр Д 345 1,5 2 1 6 18 Варметр Д 345 1,5 2 1 6 18 Вольтметр регистрирующий И 393 10 1 1 1 10 Счетчик активной энергии СЭТ-4ТМ.03 0,8 3 0,53 6 27 Счетчик реактивной энергии СЭТ-4ТМ.03 0,8 3 0,53 6 27 Частотомер Э 372 3 1 1 1 3 ИТОГО 105.

Выбрано три трансформатора напряжения НОЛ.08−10У3, , с классом точности 0,5. Выбранный трансформатор напряжения удовлетворяет требованиям, следовательно, они выбираны к установке.

Принят к установке контрольный кабель КВВГ сечением жил 2,5 мм² по механической прочности.

7.4 Собственные нужды подстанции.

Приемниками энергии системы собственных нужд (СН) подстанций являются: электродвигатели системы охлаждения трансформаторов и синхронных компенсаторов; устройства обогрева масляных выключателей и шкафов с установленными в них электрическими аппаратами и приборами; электродвигатели компрессоров, снабжающих воздухом воздушные выключатели и пневматические приводы; электрическое отопление и освещение; система пожаротушения. Наиболее ответственными приемниками электроэнергии системы СН являются приемники систем управления, телемеханики и связи, электроснабжение которых может осуществляться или от сети переменного тока через стабилизаторы и выпрямители, или от независимого источника — аккумуляторной батареи, но тогда должны быть предусмотрены преобразователи для заряда батареи.

Для электроснабжения потребителей системы СН ПС предусматривают трансформаторы с вторичным напряжением 380/220 В. Они могут быть присоединены к сборным шинам РУ 6−10 кВ. Однако такая схема обладает недостатком, который заключается в нарушении электроснабжения системы СН при повреждениях в РУ. Поэтому трансформаторы СН предпочтительней присоединять к выводам НН главных трансформаторов — на участках между трансформатором и выключателем.

На двухтрансформаторных (многотрансформаторных) ПС 35−750 кВ устанавливаются не менее двух трансформаторов СН со скрытым резервом. Каждый из трансформаторов работает на свою секцию сборных шин, на секционный выключатель воздействует устройство АВР.

На рисунке 7.4 представлена схема СН ПС.

Рисунок 7.

4. Схема собственных нужд подстанции.

Трансформаторы выбираются по нагрузкам СН с учетом их перегрузочной способности в аварийных режимах. Мощность трансформаторов СН должна быть не более 630 кВ· А. При технико-экономическом обосновании допускается применение трансформаторов 1000 кВ· А при uК=8%.

В таблицу 7.10 занесены данные по нагрузке собственных нужд.

Таблица 7.10 — Нагрузка собственных нужд Наименование нагрузки Установленная мощность cosφ Нагрузка,.

S, кВА кВт к-во Обдув силового трансформатора 0,25 40 0,85 11,76 Подогрев баков выключателей 2 6 1 12 Подогрев приводов выключателей 1 2 1 2 Освещение ОРУ 1 5 1 5 Отопление ЗРУ 1 30 1 30 Вентиляция ЗРУ 1 10 0,85 16,14 Освещение ЗРУ — - 1 4 ОПУ — - 1 10 Прочее — - 1 5 Итого 95.

Выбрано два трансформатора мощностью по 100 кВА, типа ТМ-100/10.

Применение постоянного тока, требует установки аккумуляторных батарей, увеличивает стоимость сооружения, эксплуатационные затраты, вызывает необходимость сооружения разветвленной сети постоянного тока. Внедрение в установках переменного выпрямленного оперативного тока позволяет отказаться от дорогостоящих аккумуляторных батарей и уменьшить разветвленность оперативных цепей.

Постоянный оперативный ток должен применяться на всех ПС 330−750 кВ, на ПС 110−220 кВ с числом выключателей 110 или 220 кВ три и более, на ПС 35−220 кВ с воздушными выключателями. В остальных случаях должны применяться переменный или выпрямленный оперативный ток. Переменный оперативный ток должен применяться на ПС 35−220 кВ везде, где это возможно по условиям работы приводов выключателей.

На нашей подстанции применим выпрямленный оперативный ток. В качестве источников оперативного тока выбираем блоки питания с номинальным выходным напряжением 220 В.

Для питания цепей управления, защиты, автоматики предусмотрены блоки стабилизированного напряжения БПНС-2 и токовые блоки БПТ-1002.

Блок БПНС-2 обеспечивает надежное питание при удаленных трехфазных и любых несимметричных К. З. При близких трехфазных КЗ питание обеспечивается от токовых блоков БПТ-1002.

Выходы обоих блоков соединяются параллельно. Блоки БПНС-2 подключаются к ТН-110 кВ. от 1 и от 2 секции шин. Блоки БПТ-1002 подключаются к трансформаторам тока от питающих линий 110 кВ.

Для питания цепей сигнализации и блокировки осуществляется от двух отдельных блоков напряжения БПН-1002, подключенных к трансформаторам собственных нужд (ТСН).

Блоки БПТ-1002 и БПН-1002 имеют выходное напряжение 110 или 220 В, в зависимости от внутренней схемы. Выдаваемая блоками мощность, в кратковременном режиме, составляет 1500.

Вт, в длительном — около 700 Вт. Стабилизированные блоки питания БПНС-2 поддерживают выходное напряжение в пределах 85−110% при колебании входного напряжения в пределах 50−110% от номинального. Длительная выходная мощность блока составляет 650 Вт, а кратковременная (в течении 1 с.)-1500.

Вт.

Для силовых выключателей с электромагнитным приводом для питания электромагнитов включения применены блоки питания (БП)-устройства которые подключаются к трансформаторам собственных нужд подстанции и дают на выходе постоянное напряжение. На проектируемой подстанции принимаются к использованию блоки питания БПРУ-66/380. Данные блоков питания приведены в таблице 7.

11.

Таблица 7.11 — Технические данные блока питания БПРУ-66/380.

Номинальное входное напряжение питания, В 380 Длительно допустимое напряжение, % номинального входного 110 Ток на выходе, А 55−150; 150−300 Выходное напряжение под нагрузкой, В 258 Количество выходов на нагрузку, шт. 2 Максимальная мощность в импульсе, кВт 66 Длительность импульса включения, с. 1 Минимально допустимое время между импульсами, с. 0,5 Количество импульсов в цикле 4 Время между циклами, мин. 10.

7.5 Конструктивное выполнение подстанции.

Распределительные устройства (РУ) электрических станций и подстанций выполняются закрытыми (ЗРУ) с расположением оборудования в зданиях и открытыми (ОРУ) с расположением всего или основного оборудования на открытом воздухе. В ЗРУ оборудование защищено от атмосферных осадков, ветра, пыли, резких изменений температуры и т. д. В ОРУ оборудование подвержено воздействию атмосферных явлений и т. д.

РУ называют сборным, если большая часть монтажных работ выполняется на месте установки. РУ называют комплектным, если оно изготовлено на специализированном заводе и поставляется к месту установки готовыми частями: для внутренней установки (КРУ) и для наружной установки (КРУН).

РУ должны удовлетворять поставленным техническим требованиям в части работы, удобства эксплуатации, безопасности обслуживания, экологии, возможности расширения, а также противопожарной безопасности. Выбор той или иной конструкции РУ производится на основании технико-экономических расчетов и сравнений характеристик конкурентоспособных вариантов. РУ выполняются в соответствии с требованиями ПУЭ, НТП, строительных и противопожарных норм и других нормативных материалов.

РУ должны выполняться таким образом, чтобы при нормальных условиях работы электроустановки не создавалось явлений, опасных для обслуживающего персонала или приводящих к повреждению оборудования.

В РУ должна быть предусмотрена установка разъединяющих устройств с видимым разрывом для отсоединения в случае необходимости (при ремонте) любых аппаратов электрической цепи от сборных шин и других источников напряжения. В РУ напряжением выше 1 кВ должны быть оборудованы стационарными заземляющими ножами, обеспечивающими заземление аппаратов и ошиновки без использования переносных заземлений.

В ОРУ, КРУН и в неотапливаемых ЗРУ, где температура окружающего воздуха может быть ниже -25ºС, должен быть предусмотрен подогрев масла масляных выключателей. Кроме того, независимо от минимальной температуры должен быть предусмотрен подогрев механизмов приводов масляных и воздушных выключателей, блоков клапанов воздушных выключателей и их агрегатных шкафов.

При напряжении 6−10 кВ габариты электрических аппаратов таковы, что объем здания и его стоимость невелики. В этих условиях целесообразны ЗРУ, в которых аппараты защищены от атмосферных явлений, обслуживание удобно. По мере повышения напряжения объем здания и его стоимость быстро увеличиваются. При напряжении 35−220 кВ ЗРУ сооружают только при ограниченности площадей под РУ, в случае повышенной загрязненности атмосферы и при особо тяжелых климатических условиях (Крайний Север).

Естественное освещение ЗРУ необязательно и даже нежелательно, поскольку устройство окон усложняет конструкцию здания, окна требуют периодической очистки, через неплотности в здание проникает пыль и т. д. Помещения РУ нуждаются в вентиляции.

Минимальные расстояния в воздухе между токоведущими частями разноименных фаз и от токоведущих частей до заземленных конструкций для ОРУ установлены несколько бóльшими соответствующих расстояний для ЗРУ с учетом неблагоприятных условий работы — дождя, снега, пыли и д.т.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

В дипломном проекте рассмотрены вопросы подключения новой проектируемой подстанции к существующей сети 110 кВ. На основании технико-экономического сравнения вариантов развития сети по методу приведенных затрат, был выбран один наилучший вариант из шести рассмотренных. С помощью программы RASTR были проанализированы установившиеся режимы сети. Выполнен выбор силовых трансформаторов типа ТРДЦН-63 000/110, выбрана коммутационная и измерительная аппаратура, трансформаторы собственных нужд и другое оборудование.

К исполнению принята подстанция 110/10 кВ, выполненная по схеме 110−4Н: «два блока линия-трансформатор с выключателями в цепях трансформаторов и неавтоматической перемычкой со стороны линии».

Рассчитаны токи короткого замыкания. Выполнен расчет релейной защиты силовых трансформаторов.

В разделе безопасности жизнедеятельности рассмотрены вопросы заземления и грозозащиты проектируемой подстанции.

Разработка подстанции выполнена в соответствии с рекомендациями методической и нормативной литературы, приведенной в библиографическом списке.

БИБЛИОГРАФИЯ.

Ананичева, С. С. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие / С. С. Ананичева, А. Л. Мызин, С. Н. Шелюг. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2006. 48 с.

Кокин С. Е. Выбор схем электрических соединений подстанций / Кокин С. Е. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2001. 43 с.

Окуловская Т. Я. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах: Учебное пособие / Т. Я. Окуловская, Т. Ю. Паниковская, В. А. Смирнов. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2006. 85 с.

Васильев А. А. Электрическая часть станций и подстанций. Учебник для вузов. — 2-е издание, переработанное и дополненное / А. А. Васильев, И. П. Крючков, Е. Ф. Наяшкова, М. Н. Околович. — Москва: Энергоатомиздат, 1990. 576 с.: ил.

Неклепаев Б. Н. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учебное пособие для вузов. 4-е издание, переработанное и дополненное. / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. Москва: Энергоатомиздат, 1989. 608с.

Богатырев Л. Л. Релейная защита электроэнергетических систем: Учебное пособие / Л. Л. Богатырев, Л. Ф. Богданова, А. В. Паздерин. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2006. 112 с.

901/83.

1035/-84.

3,37+j7,14.

j0,169.

j0,169.

j0,169.

6,6+j22,28.

6,6+j22,28.

j5.

4,8+j16,2.

j2,75.

j38,50.

j38,50.

j2,75.

j38,50.

j38,50.

3,37+j7,14.

11,5 кВ.

11,5 кВ.

11,5 кВ.

j12,3.

j12,3.

j12,3.

6,6+j22,28.

6,6+j22,28.

8,75+j22,30.

6,48+j21,87.

6,48+j21,87.

К2.

1035/-84.

1035/-84.

1035/-84.

1035/-84.

1035/-84.

43/64.

43/64.

585/-85.

585/-85.

13/60.

15/65.

15/65.

4336/-86.

4336/-86.

4336/86.

2299/74.

2453/-76.

3,37+j7,14.

j0,169.

j0,169.

j0,169.

6,6+j22,28.

6,6+j22,28.

j5.

4,8+j16,2.

j2,75.

j38,50.

j38,50.

j2,75.

j38,50.

j38,50.

3,37+j7,14.

11,5 кВ.

11,5 кВ.

11,5 кВ.

j12,3.

j12,3.

j12,3.

6,6+j22,28.

6,6+j22,28.

8,75+j22,30.

6,48+j21,87.

6,48+j21,87.

2453/-76.

218/61.

1304/-77.

1304/-77.

70/58.

74/63.

74/63.

9218/-79.

9218/-79.

9218/-79.

К1.

218/61.

РУ ВН.

РУ НН.

Подходящие линии.

Отходящие линии.

10 кВ.

380/220 В.

СТ.

СТ.

220 В.

220 В.

10 кВ.