tel
Найдено совпадений - 7 за 0.00 сек.
 1. Дипломный проект - Проектирование электроснабжения сектора с переводом питания на ПС 110/10 кВ | AutoCad
Подстанция 110/10кВ была спроектирована с учетом роста нагрузок коммунально – бытовых потребителей, при этом на подстанции устанавливается один трансформатор мощностью 6,3МВА, на перспективу предусматривается установка второго трансформатора мощностью 6,3МВА.
Схема подстанции представлена на листе 3 графической части. Так же на подстанции 110/10кВ было выбрано следующее коммутационное оборудование: на стороне 110кВ установлен выключатель типа ВМТ-110Б-25/1250УХЛ1 и разъединитель типа РДЗ-110/1000У1;
на стороне 10кВ были установлены вакуумные выключатели завода “Тавридаэлектрик” типа BB/TEL-10-12,5/1000У2.
Учет расхода электроэнергии на подстанции осуществляется с помощью микропроцессорного устройства “Эркон” к которому подключены 16 счетчиков активной и реактивной электроэнергии.
В проекте рассчитан контур заземления подстанции который представлен на листе 5 графической части.
При переводе питания потребителей электроэнергии сеть 10кВ не реконструируется, а меняются лишь места источника питания, в результате чего, имеющееся сеть была проверена по условиям нагрева длительно допустимым током и термическую стойкость.
Так же в проекте были рассчитаны режимы распределительной сети 10 кВ, по результатам чего на трансформаторных подстанциях изменены отпайки ПБВ для обеспечения уровня напряжений требованиям ГОСТ в максимальном и минимальном режиме работы сети.
При расчете токов короткого замыкания был применен программный комплекс “ТКЗ – 3000”.
С учетом повышения качества электроснабжения потребителей линия 0,4кВ отходящая от ТП-49 выполненная голыми проводами демонтирована, а на ее место установлена линия с самонесущими изолированными проводами.
Сметная стоимость демонтажа ВЛИ составила 15287,14 руб. в ценах 1991г, а стоимость монтажа линии с самонесущими изолированными проводами составила 292521 руб в ценах того же года.
По результатам расчета сетевых графиков время на демонтаж ВЛИ составило 89 суток, а на монтаж СИП 232 суток.
В проекте предложены рекомендации по эксплуатации СИП с точки зрения охраны труда и техники безопасности.
Конструктивная часть линии 0,4кВ с СИП представлена на листе 6 графической части. .
Введение
1. Необходимость развития внешнего электроснабжения потребителей г. Калинковичи
2. Расчет электрических нагрузок промышленных и коммунально - бытовых потребителей сектора “А” г. Калинковичи и разработка схемы перевода их питания на новую подстанцию “Калинковичи – Южная”
3. Расчет режимов распределительной сети 10кВ и выбор основных элементов схемы при переводе их питания на подстанцию 110/10кВ “Калинковичи – Южная”
3.1. Расчет на ПЭВМ токов короткого замыкания в городской сети 10кВ и выбор кабелей
3.2. Выбор основного электрооборудования в связи с вводом подстанции 110/10кВ “Калинковичи – Южная”
4. Расчет электрических нагрузок жилого массива “Б” и разработка схемы сети 0,4кВ с применением самонесущих изолированных проводов
5. Учет расхода электроэнергии на стороне 10кВ подстанции "Калинковичи – Южная” с применением современных информационно – измерительных систем
6. Расчет на ПЭВМ токов короткого замыкания на напряжениях 110 и 10 кВ подстанции “Калинковичи – Южная” и выбор основного электрооборудования в связи с предстоящим вводом второго трансформатора 110/10кВ мощностью 6,3МВА
7. Расчет сметной стоимости строительства линии 0,4кВ с самонесущими изолированными проводами и составление сетевого графика
7.1. Расчет сметной стоимости строительства линии 0,4кВ с самонесущими изолированными проводами
7.2. Составление сетевого графика строительства линии 0,4кВ с самонесущими изолированными проводами
8. Расчет заземления подстанции 110/10кВ “Калинковичи – Южная”. Охрана труда и техника безопасности при эксплуатации воздушных линий электропередач 0,4кВ выполненными самонесущими изолированными проводами
8.1. Расчет заземления подстанции 110/10кВ “Калинковичи – Южная”
8.2. Охрана труда и техника безопасности при эксплуатации воздушных линий электропередач 0,4кВ выполненными самонесущими изолированными проводами
Заключение
Приложение
Литература
Дата добавления: 31.01.2008
|
|
2. Дипломный проект - Модернизация подстанции 110 кВ «Бронное» и замена высоковольтного оборудования | АutoCad
ВВЕДЕНИЕ
1. ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ
1.1 Основное энергетическое оборудование подстанции
1.2 Режимы работы силовых трансформаторов
2 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ НА ПОДСТАНЦИИ И ИХ ОЦЕНКА
2.1 Методика расчетов тока короткого замыкания
2.2 Схема замещения подстанции для расчетов тока короткого замыкания
2.3 Результаты расчета токов короткого замыкания и их оценка
3 ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО МОДЕРНИЗАЦИИ ПОДСТАНЦИИ
3.1 Замена выключателей подстанции
3.2 Выбор разъединителей в цепях напряжения 110кВ
3.3 Замена разрядников на ограничители перенапряжения
3.4 Выбор измерительных трансформаторов тока
3.5 Выбор трансформаторов напряжения
3.6 Выбор трансформатора собственных нужд
3.7 Выбор комплектного распределительного устройства
4 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ОСВЕЩЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ
4.1 Расчет наружного освещения
4.2 Расчёт внутреннего освещения
5 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
5.1 Выбор типов защит и их аппаратное обеспечение
5.2 Расчет уставок защит от шин потребителей до ввода
5.3 Разработка схемы оперативных цепей защиты силового трансформатора
6 ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНЫЙ ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ НАГРУЗКИ
7 РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
7.1 Расчет экономической эффективности от замены масляного выключателя ВМТ-110 кВ на элегазовый выключатель ВГТ-110 кВ
7.2 Расчет экономической эффективности от замены масляных выключателей ВТ-35 кВ на вакуумные выключатели ZW 37-40,5 напряжением 35 кВ
7.3 Расчет экономической эффективности от замены масляных выключа-чателей напряжением 6-10 кВ на вакуумные выключатели типа BEL-10
7.4 Расчет экономического эффекта от замены оборудования
8 АНАЛИЗ МОЛНИЕЗАЩИТЫ ПОДСТАНЦИИ
8.1 Требования к устройству молниезащиты
8.2 Расчет и анализ молниезащиты
9. ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Графическая часть:
Схема электрической сети ВЛ-110 кВ - лист 1
Главная схема электрических соединений до модернизации подстанции «Бронное» - лист 2
Главная схема электрических соединений после модернизации подстанции «Бронное» - лист 3
Электрическое освещение подстанции «Бронное» - лист 4
Схема управления и автоматики выключателя ВЭ-110 трансформатора Т-2, схема динамического торможения привода РПН, схема токовых цепей ввода Т-2 - лист 5
Схема защиты цепей управления и сигнализации ВВк 6 кВ, схема защиты, управления, автоматики и сигнализации отходящих линий 6 кВ -лист 6
Интеллектуальный выключатель нагрузки -лист 7
Подстанция 110 кВ «Бронное» относится к филиалу РУП «Гомельэнерго»
Речицкие электрические сети и предназначена для приема, преобразования и рас-пределения электрической энергии напряжением 110 кВ и 35 кВ, поступающей по ВЛ-110 «Речица – ТЭЦ 26» и ВЛ-110 «Речица - Переделка». Подстанция включает в себя распределительные устройства, трансформаторы, устройства управления и другие вспомогательные устройства. На листе 1, 2 графического материала изоб-ражена главная схема электрических соединений ПС-110 «Бронное». На подстанции «Бронное» установлены два силовых трансформатора:
ТМ-6,3МВА 110/35/6 и ТМ-6,3МВА 110/6. Трансформатор Т-1 по нормальной схе-ме питается от воздушной линии 110 кВ «Речица - Переделка». Трансформатор Т-2 в свою очередь от воздушной линии 110 кВ «Речица – ТЭЦ 26» (смотреть лист 3 графического материала). Трансформатор Т-1 оборудован со стороны 110 кВ мас-ляным выключателем ВМТ-110, короткозамыкателем КЗ-110 и разъединителями РДЗ-110, трансформатор Т-2 – двумя разъединителями РДЗ-110, короткозамыкате-лем КЗ-110 и элегазовым выключателем ВГТ-110.
Для питания потребителей установлены комплектные распределительные устройства 10 кВ, которые подключены к обмоткам низшего напряжения транс-форматоров.
Комплектные распределительные устройства применяются в закрытых рас-пределительных устройствах (РУ) и электроустановках с частными коммутацион-ными операциями. Шкафы с выключателем, трансформатором напряжения, сило-выми предохранителями, разъемным контактным соединением, комбинированной аппаратурой имеют выдвижные элементы сходной конструкции, на которых уста-навливается соответствующая комплектующая аппаратура. Шкафы глухого ввода, кабельных сборок, шинных перемычек, шинного ввода, шинных вставок не имеют выдвижных элементов. Габаритные размеры шкафов зависят от схемы главных це-пей.
Для секционирования первой и второй секции шин 10 кВ в аварийных и ре-монтных режимах установлен секционный выключатель BB/TEL-10. Для повыше-ния надежности электроснабжения потребителей на BB/TEL-10 выполнена схема автоматического включения резерва (АВР). В нормальном режиме трансформаторы Т-1 и Т-2 питают каждый свою секцию шин 6 кВ. Секционный выключатель отключен
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном дипломном проекте выполнен проект модернизации подстанции 110 кВ «Бронное» с заменой высоковольтного оборудования в связи с увеличением нагрузки. Выполнен расчет токов короткого замыкания в максимальном и минимальном режимах. Ток КЗ на шинах ВН в максимальном режиме трансформаторов Т1 и Т2 соответственно – 12,08 и 13,03 кА, в минимальном режиме – 10,12 и 8,41 кА. Ток КЗ на шине СН трансформатора Т2 в максимальном режиме – 1,4 кА, в минимальном режиме – 1,374 кА. Ток КЗ на шинах НН в максимальном режиме трансформаторов Т1, Т2 и Т3 соответственно – 8,433, 5,227 и 2,079 кА, в минимальном режиме – 8,416, 5,175 и 2,062 кА.
В результате модернизации на ПС-110 кВ «Бронное» были выбраны:
– силовой трансформатор Т3 типа ТМН-2500/35/10;
– в цепях Т1 и Т2 элегазовые выключатели типа ВГТ-110-40/2500 У3;
– на стороне 35 кВ вакуумные выключатели типа BB/TEL-35-25/1250-У1;
– на трансформаторе Т3 и отходящих линиях ВЛ-35 «Речица» и ВЛ-35 «Заспа» вакуумные выключатели типа BB/TEL-35-20/1000-У1;
– вводные вакуумные выключатели 6-10 кВ 1с, 2с и 3с шин и вакуумные выключатели отходящих линий 6-10 кВ 1с, 2с и 3с шин типа BB/TEL-10-12,5/630-У2;
– в ячейках 6-10 кВ 3-х секций по 2 трансформатора тока с обмоткой 0,5S;
– ограничители перенапряжения 110 кВ типа ОПН/TEL-110/78-550УХЛ1, 35 кВ типа ОПН/TEL-35/40,5-550УХЛ1, 10 кВ типа ОПН-КР/TEL-10/10,5 УХЛ1 и , 6 кВ типа ОПН-КР/TEL-6/6,9 УХЛ1;
– измерительные трансформаторы тока 110 кВ – ТОГ-110, 35 кВ – ТОЛ-35, 6-10 кВ – ТОЛ-10;
– трансформаторы напряжения 110 кВ – НКФ-110-58У1, 35 кВ – НАМИ – 35, 10 кВ – НАМИ-10, 6 кВ
– НАМИТ – 6;
– трансформатор собственных нужд ТМГ-40, завод им. В.И. Козлова;
– на стороне 6-10кВ установлены КРУ фирмы «Ратон» типа Р/БЕЛ-10-В-101-630/20-У3.
Для освещения подстанции применили прожектора типа ИО04-1000-004 с галогенными лампами КГ-1000.
Релейная защита трансформаторов и отходящих линий построена на базе микропроцессорного устройства MICOM P122, MICOM P124 и MICOM P632.
Стоимость оборудования в текущих ценах составила 1457885000 рублей, стоимость монтажных работ составила 128591796 рублей.
В разделе «Охрана труда», произведен анализ молниезащиты подстанции 110 кВ «Бронное» и рассмотрены вопросы энергосбережения.
Дата добавления: 20.01.2018
|
3. Дипломный проект - Реконструкция РП-1 10 кВ г. Светлогорск | Компас
Введение
1. Обоснование внедрения оборудования на модернизируемом энергообъекте напряжением 10 кВ
1.1 Составление однолинейной схемы с применением камер Ин99
1.2. Расчёт токов КЗ
1.3 Выбор основного оборудования подстанции и проверка на динамическую и термическую стойкость
1.2.1. Выключатели
1.2.2. Трансформаторы тока
1.2.3. Трансформаторы напряжения
1.2.4. Ограничители перенапряжения нелинейные
1.4. Выбор устройств РЗА с применением микропроцессорных защит типа МТЗ-610 Л.
1.5. Расчет уставок релейной защиты
1.5.1. Расчет уставок МТЗ иТО отходящих линий 10 кВ
1.5.2. Расчет уставок МТЗ секционного выключателя
1.5.3. Расчет уставок МТЗ вводов 10 кВ
2. Составление схем РЗА для отходящей линии, секционного выключателя, ввода
3. Расчет тока замыкания на землю, выбор устройств ДГК
3.1. Расчет тока замыкания на землю в сети с изолированной нейтралью напряжением 10 кВ
3.2. Расчет и выбор реакторов дугогасящих
3.3.Реактор управляемый однофазный масляный серии РУОМ
3.4. Фильтр масляный заземляющий нулевой последовательности серии ФМЗО
3.5. Система автоматической настройки компенсации САНК - 3.1 - УХЛ4
4. Организационно – экономическая часть проекта. 4.1 Определение сметной стоимости реконструкции РП-1 в ценах 1991г
4.2.Организация планово-предупредительного технического обслуживания и ремонта РП-1
5.Охрана труда и техника безопасности
5.1.Организационная структура службы охраны труда на предприятии
5.2. Планирование мероприятий по улучшению ОТ и ТБ на предприятии и их исполнение
5.3. Организационные и технические мероприятия обеспечиваю- щие безопасное проведение работ в электроустановках
Заключение
Литература
Заключение
В данном дипломном проекте была проведена реконструкция РП-1 10 кВ. г.Светлогорск с заменой физически изношенного и морально устаревшего оборудования на, на более современное и надёжное.
Составлена однолинейная схема с применением камер Ин99.
На распределительной подстанции 10кВ было выбрано следующее коммутационное оборудование:
Трансформатор напряжения 3хЗНОЛ.06-10 У3
Трансформатор тока 10 кВ ТПОЛ – 10 У3
ОПН 10 кВ ОПН-КР/Tel-10
Выключатель 10 кВ ВР0-10-12,5/630 У2
Блок релейной защиты МТЗ-610Л.3.
Дугогасящий реактор РУОМ-190/11
Разъединитель РВЗ-10/630 РВЗ-10/630 I
В проекте рассчитаны токи КЗ и уставки релейной защиты.
Рассчитаны токи замыкания на землю в сети с изолированной нейтралью, выбрано устройство ДГК.
Определена сметная стоимость реконструкции РП-1 в ценах 1991г. На листе 7 графической части представлены технико-экономические показатели проекта.
В проекте представлены организационные и технические мероприятия обеспечивающие безопасное проведение работ в электроустановках с точки зрения охраны труда и техники безопасности.
Дата добавления: 30.09.2015
|
 4. Дипломный проект - Реконструкция электрической части подстанции 110/10 кВ | AutoCad
1 ХАРАКТЕРИСТИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ХОЗЯЙСТВА ПОДСТАНЦИИ 110/10 кВ
2 ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОЙ МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИИ 110/10 кВ
3 РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ПОДСТАНЦИИ 110/10 кВ
4 МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЗАМЕНЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ 110/10 кВ
5 РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА ЭЛЕМЕНТОВ ПОДСТАНЦИИ
6 ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ОСВЕЩЕНИЕ ПОДСТАНЦИИ
7 ОРГАНИЗАЦИОННО – ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПРОЕКТА
8 ОХРАНА ТРУДА, ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИЯ
Расчет токов короткого замыкания с использованием программного комплекса ТКЗ-3000.
Силовые трансформаторы ТДН-10000/110/10 выработали свой амортизационный срок службы и имеют низкие коэффициенты загрузки, поэтому заменим их на трансформаторы типа ТМН-4000/110/10.
При реконструкции подстанции «Тяговая» применена схема мостика с выключателями у трансформаторов. Для питания собственных нужд установлено два трансформатора типа ТМ-100/10/0,4.
Также в дипломном проекте произвели замену масляных выключателей ВМПП-10 на вакуумные типа ВВ/TEL-10-12,5, на стороне 110 кВ установили элегазовые выключатели типа LTB-145D1 и разъеденители типа D-123. На стороне 110 и 10 кВ вместо разрядников установили ОПН-У/TEL-110/84-УХЛ1, ОПН-Р/TEL-10/11,5-УХЛ1. Произвели замену трансформаторов тока ТПЛ-10 на ТПК-10, трансформаторов напряжения НТМИ-10 на НАМИТ-10-У3. На стороне 110 кВ также установили заземляющие дугогасящие реакторы типа РУОМ-480/11/ У.
Кроме того произвели расчёт осветительной сети ОРУ с применением прожекторов типа ИО-04-1000-01 с лампами Г-1000-5. Внутренне освещение ЗРУ выполнено светильниками типа TCSO58/1361 с люминисцентными лампами TLD-40. Для защиты отходящих линий применяем микропроцессорные устройства MICOM P122, для дифференциальной защиты трансформатора MICOM P632. Остальные защиты трансформаторов выполнены на устройствах защиты вводов. На высокой стороне применили MICOM P124, а на низкой MICOM P122.
В организационно-технической части проекта была составлена смета на реконструкцию подстанции «Тяговая». Также определили основные технико-экономические показатели, из которого видно, что мероприятия по замене оборудования экономически целесообразны.
В разделе охрана труда, техника безопастности и экология раскрыты вопросы организации охрана труда в Мозырских электрических сетях и на подстанции
Дата добавления: 07.04.2011
|
5. Курсовая работа - Электроснабжение приемников и потребителей электроэнергии котельной | Компас
Введение
1. Характеристика и анализ основных исходных данных для проектирования системы электроснабжения котельной
2. Выбор силового электрооборудования по заданной установленной мощности электроприемников
3. Выбор пусковой и защитной аппаратуры электроприемников, расчёт ответвлений к электроприемникам
Магнитные пускатели и контакторы
Автоматические выключатели
Реле перегрузки тепловые
4. Разработка схемы питания электроприемников котельной и выбор ее конструктивного исполнения
5. Определение расчетных электрических нагрузок котельной
6. Выбор сетевых электрических устройств и аппаратов
защиты в них 20
7. Выбор сечений проводов и кабелей для силовой сети котельной.
Заключение
Список использованной литературы
|
| | | |
| |
|
|
| | | tel_air200m" target="_blank" title="Электродвигатель 37 кВт 3000 об/мин"] | | | | | | | | | | tel_air315s" target="_blank"] | | | | | | | | | | tel_air180s" target="_blank" title="Электродвигатель 22 кВт 3000 об"] | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| tel_air280s" target="_blank"] | | | | | | | | | | | | | | | | | |
В ходе курсовой работы были изучены принципы расчетов электрических нагрузок котельной. Было подобрано оборудование по полученным данным и разработана принципиальная схема и конструктивное ее исполнение. Подобранное оборудование рассчитано на большую нагрузку и возможные аварийные ситуации, для обеспечения беспрерывной работы, перерыв которой может повлечь за собой: опасность для жизни людей, значительный материальный ущерб, повреждение дорогостоящего основного оборудования, расстройство сложного технического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства.
Дата добавления: 20.02.2021
|
6. Курсовой проект - Электроснабжение трансформаторного завода | AutoCad
Введение. 3
Характеристика и анализ основных исходных данных для проектирования систем внешнего и внутризаводского электроснабжения. 4
Определение расчетных электрических нагрузок цехов и завода в целом. 6
Определение расчетных силовых нагрузок цехов. 6
Определение расчетных электрических осветительных и суммарных нагрузок цехов. 6
Определение расчетной нагрузки завода. 8
Составление картограммы и определение условного центра электрических нагрузок завода. 10
Выбор напряжения внешнего электроснабжения. 12
Выбор единичных мощностей и количество трансформаторов цеховых ТП предприятия. 18
Компенсация реактивных нагрузок в электрических сетях предприятия. 21
Определение экономического значения реактивной мощности потребляемой из энергосистемы. 21
Расчет мощности батарей конденсаторов для сети напряжением до 1 кВ. 23
Определение реактивной мощности генерируемой синхронными двигателями. 24
Анализ баланса реактивной мощности на границе раздела энергоснабжающей организации и потребителя, и при необходимости определение мощности БК для сети напряжением выше 1 кВ. 24
Распределение мощности БК в сети напряжением до 1 кВ. 25
Разработка схемы электроснабжения завода. 26
Расчет ТКЗ и выбор основного электрооборудования и электроаппаратуры. 27
Выбор и описание способов прокладки электрических сетей внешнего и внутризаводского электроснабжения 34
Электрический расчет сетей внешнего и внутризаводского электроснабжения. 35
Электрический расчет сетей внешнего электроснабжения. 35
Электрический расчет сетей внутризаводского электроснабжения. 36
Заключение. 42
Список используемой литературы. 43
В ходе выполнения курсового проекта была разработана система электроснабже-ния трансформаторного завода, включающая в себя линии внешнего электроснабжения и внутризаводскую сеть 10 и 0,4 кВ. Для внутризаводского электроснабжения принято напряжение 10 кВ, согласно листа задания. Определены расчетные электрические нагрузки завода, составлена картограмма нагрузок. В результате технико-экономического сравне-ния двух вариантов электроснабжения завода было выбрано напряжения с наиболее эко-номичным вариантом внешнего электроснабжения по кабельным линиям 10 кВ от под-станции энергосистемы до главного распределительного пункта завода. Для электро-снабжения цехов № 2, 3, 4, 7, 8, 9,10 выбраны КТП, встроенные в цеха, суммарная их мощ-ность составит 12720 кВА. Цеха 1, 5, 6 запитаны по сетям 0,4 кВ от цеховых ВРУ. В си-стеме электроснабжения завода осуществляется компенсация реактивной мощности. Компенсация на стороне 0,4 кВ комбината согласно расчета не требуется. Для компенса-ции на стороне 10 кВ применены конденсаторные установки КРМ-10,5, которые питаются от шин 10 кВ ГРП завода. Также для компенсации на высокой стороне задействованы син-хронный электродвигатель. Величина генерируемой двигателям реактивной мощности при номинальном cosφ составила 250 квар. На ГРП применяются современные ячейки КРУ-КУ-10Ц с вакуумными выключателями ВВ/TEL, для определения коммерческого учета и для релейной защиты выбраны ТТ типа ТОЛ и трансформаторы напряжения НАМИ. Все отходящие линии и шины защищены от перенапряжений с помощью ОПН. Кабельные линии вы-полнены кабелями с алюминиевыми жилами с изоляцией их силанольносшитого полиэти-лена, которые прокладываются в траншеях. Все линии защищены аппаратами защиты. Выбраны высоковольтные предохранители ПКТ-10 для защиты трансформаторов в КТП и выключатели нагрузки ВНРз-10 в КТП для переключений в КТП под нагрузкой.
Дата добавления: 07.01.2022
|
7. Курсовой проект - Проектирование электрической части понижающей подстанции | AutoCad
Введение. 3
1. Выбор силовых трансформаторов проектируемой подстанции. 4
2. Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений. 7
3. Разработка схемы собственных нужд. 13
4. Расчет ТКЗ. 14
5. Выбор коммутационных аппаратов. 19
5.1. Расчет и выбор токоограничивающих реакторов. 19
5.2. Выбор коммутационной аппаратуры на стороне 110 кВ. 19
5.3. Выбор коммутационной аппаратуры на стороне 35 кВ. 20
5.4. Выбор коммутационной аппаратуры на стороне 10 кВ. 21
5.5. Выбор коммутационной аппаратуры на стороне 6 кВ. 21
5.6. Выбор предохранителей ТСН. 21
5.7. Выбор защиты от атмосферных перенапряжений. 22
6. Выбор токоведущих частей, сборных шин и кабелей. 23
6.1. Выбор токоведущих частей стороне 110 кВ. 23
6.2. Выбор сборных шин на стороне 110 кВ. 24
6.3. Выбор токоведущих частей стороне 35 кВ. 24
6.4. Выбор сборных шин на стороне 35 кВ. 25
6.5. Выбор токоведущих частей стороне 10 кВ. 25
6.6. Выбор сборных шин на стороне 10 кВ. 26
6.7. Выбор кабелей отходящих линий 10 кВ. 28
6.8. Выбор изоляторов. 30
7. Выбор контрольно-измерительных приборов для основных цепей схемы. 32
8. Выбор измерительных трансформаторов. 33
8.1. Выбор трансформаторов тока для силовых трансформаторов. 33
8.2. Выбор трансформаторов тока для выключателей. 36
8.3. Выбор трансформаторов напряжения. 39
8.4. Расчет и выбор предохранителей для защиты ТН 10 кВ. 41
9. Выбор и описание конструкции всех распределительных устройств. 42
9.1. Выбор и описание открытого распределительного устройства 42
9.2. Выбор и описание закрытого распределительного устройства 43
Заключение. 43
Список используемых источников. 44
Заключение.
При разработке главной схемы электрических соединений подстанции согласно технико-экономическому расчету обоих вариантов, отдано предпочтение второй электрической схеме проектируемой подстанции. В данной схеме установлены трансформатораы типа ТДТН – 40000 150/35/10 и ТМ-6300 10/6. При выборе прин-ципиальной схемы предпочтение было отдано схеме РУ 150 кВ – схема мостик с ремонтной перемычкой и секционным выключателем. Схема РУ 35, 10 и 6 кВ одна секционированная система шин.
Собственные нужды ПС запитаны от С10 кВ. ТСН типа ТМ-100/10.
На стороне 150 кВ - выключатели ВГБ-220-40/2500 У1, разъединители РНДЗ.2-150/1000 У1. На стороне 35 кВ - выключатели ВГБЭ-35-12,5/630 У1, разъединители РНДЗ.2-35/1000 У1. На стороне 10 кВ –ВВ/TEL-10-20/1600 А , ВВ/TEL-10-12,5/630 А и ВВ/TEL-10-12,5/630 А. На стороне 6 кВ –ВВ/TEL-10-20/1000 А и ВВ/TEL-10-12,5/630 А.
Для защиты ТСН 10 выбран предохранитель типа ПКТ 101-10-20-20У3.
Для защиты ТН 10 выбран предохранитель типа ПКТН 101-10-1-20У1.
Для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных перенапряжений на стороне 110кВ выбираем ограничители перенапряжения ОПН 150/100/10/400УХЛ1с Uн=150кВ; на стороне 35кВ выбираем ограничители перена-пряжения ОПН П1 35/40,5/10/3УХЛ1 с Uн=35кВ; на стороне 10 кВ и 6 кВ выбираем ограничители перенапряжения ОПН–КР 10/11,5 с Uн=10кВ для установки в ячейках выключателей и ТН–10, ТН-6 для установки на ОРУ применяется ОПН–РС 10/12,7.
Выбраны изоляторы. Для РУ 150 кВ выбираем изолятор типа 2хС4-950I УХЛ. Для РУ 35 кВ выбираем изолятор типа С2-550I УХЛ. Для РУ 10 кВ и РУ-6 кВ выбираем изолятор типа ИО–10–3,75 У3. В ОРУ 110 и 35 кВ - подвесные изоляторы.
При выборе измерительных приборов были выбраны. Для силового трансфор-матора ТДТН – 40000 150/35/10 на стороне 150 трансформаторы тока типа ТВТ-150-II-600/5; стороне 35 трансформаторы тока типа ТВТ-35-II-600/, на стороне 10 кВ трансформаторы тока типа ТОЛ-10-II-1500/5 в ячейках вводных выключателей 10 кВ и на стороне 6 кВ ТОЛ-10-II-1000/5, в ячейках вводных выключателей 6 кВ.
Трансформаторы тока для выключателей ВГБ-220-40/2500 У1 установлены ТГ-150-I-300/5; для выключателей ВГБЭ-35-12,5/630 У1 установлены ТРО-70.11-I-600/5 и ТРО-71.11-I-400/5. На стороне 10 кВ -ТТ в ячейках выключателей – вводные ТОЛ-10-II-1500/5,-секционный ТОЛ-10-II-600/5, -линейные ТОЛ-10-II-200/5 и на стороне 6 кВ -ТТ в ячейках выключателей – вводные ТОЛ-10-II-1000/5,-секционный ТПОЛ-10-II-600/5, -линейные ТОЛ-10-II-200/5.
Трансформаторы напряжения типа 3хЗНОГ-220/400-У1 установленные на С 150 кВ. ТН типа 3хЗНОМ-35/150-У1 установленные на С 35 кВ. ТН типа НАМИ– 10 – ХЛ2 на С 10 кВ. ТН типа НАМИ– 10 – 95ХЛ2 на С 6 кВ.
Выбор токоведущих частей: На стороне 150 кВ - были выбраны гибкие токо-проводы на основе проводов марки АС-240/39, сборные шины АС-240/39. На стороне 35 кВ - были выбраны гибкие токопроводы на основе проводов марки АС-240/39, сборные шины АС-240/39. На стороне 10 кВ - окрашенные алюминиевые шины пря-моугольного сечения 806, токопроводы 2хАС-240/39. На стороне 6 кВ - окрашен-ные алюминиевые шины прямоугольного сечения 606, токопроводы 2хАС-240/39.
Графическая часть проекта содержит два листа. Главная схема электрических соединений подстанции – лист 1 (А1). План и разрез ячейки РУ (А1) – лист 2.
Дата добавления: 12.01.2022
|
© Rundex 1.2 |
