Читать ONLINE Электроснабжение подстанция 110/10 кВ Содержание Аннотация Введение Раздел 1. Подсчет электрических нагрузок электрифицируемого района.1Характеристика электрифицируемого района.2Источники электроснабжения. Напряжение питающих и распределительных сетей.3Определение расчетных электрических нагрузок потребителей. Количества трансформаторных подстанций (ТП) и номинальные мощности трансформаторов в населенных пунктахРаздел 2. Расчет электрических сетей.1 Выбор места расположения подстанции.2 Выбор количества распределительных линий и их трасс.3 Основные технические решения, принятые при проектировании распределительных линии 10 кВ. Расчет линий 10 кВ.4 Выбор сечения проводов ВЛ 110 кВ.5 Проверочный расчет питающих ВЛ 110 кВ.6 Проверка отклонений напряжений у потребителей.

1. Распределительная Подстанция
2. Дипломная Работа Трансформаторная Подстанция
3. Дипломная Работа На Тему Трансформаторные Подстанции

Выбор оптимальных ответвлений на трансформаторах.7 Выбор средств повышения надежности: количества и мест установки коммутирующих аппаратов в сетях 10 кВ.8 Выбор числа и номинальной мощности трансформаторов Раздел 3. Проектирование электрической части районных трансформаторных подстанций.1 Сельские трансформаторные подстанции.

Общие сведения.2 Расчет токов короткого замыкания в схемах сельского электроснабжения.3 Выбор электрических аппаратов и проводников первичных цепей.4 Релейная защита подстанции 110/10 кВ.5 Защита подстанции от перенапряжений.6 Защита подстанции от прямых ударов молнии.7 Расчет заземляющего устройства.8 Вопросы автоматизации Раздел 4. Специальный вопрос.

Обеспечение надежного электроснабжения.1 Последствия от нарушения электроснабжения птицефабрики.2 Надежность элементов электрической сети.3 Методика расчета надежности.4 Учет надежности ТП и сети 0,38 кВ Раздел 5. Технико-экономические показатели.1 Определение капитальных вложений в электроснабжение.2 Определение годовых эксплуатационных затрат по проектируемой электрической сети.3 Технико-экономическая оценка проектируемой электрической сети Раздел 6.

Выбор электрооборудования подстанции. И дипломных работ. 0,38кВ трансформаторных. В дипломной работы содержится 101 страниц, входящих в файлы.doc,.rtf, docx, которые вы сможете.

Охрана труда.1 Общие мероприятия по.2 Блокировки, обеспечивающие безопасность в электроустановках.3 Пожарная безопасность.4. Для обеспечения охраны труда и техники безопасности проектом предусмотрено Раздел 7. Вопросы экологии Список литературы Аннотация Настоящий дипломный проект посвящен вопросам реконструкции электроснабжения Наровчатского района Пензенской области от подстанции 110/10 «Наровчатское».Решается вопрос повышения надежности и качества электрической энергии передаваемой потребителю. Осуществлен расчет нагрузок по району, выбор схем электроснабжения и определены напряжения питающих и распределительных сетей.

С учетом надежности выбрана схема электроснабжения и схема коммутации районной трансформаторной подстанции. По результатам расчетов токов короткого замыкания проведен выбор аппаратуры 110 и10 кВ, так же осуществлен расчет релейной защиты. Рассмотрены вопросы защиты подстанции от перенапряжений и вопросы автоматики. Специальным вопросом в дипломном проекте является расчет надежности электроснабжения птицефабрики «Суворовская» Пензенской области. Так же рассмотрены вопросы охраны труда, экологии, произведены технико-экономические расчеты проектируемой электрической сети.

Введение Электрификация, т. Производство, распределение и применение электроэнергии, - основа устойчивого функционирования и развития всех отраслей промышленности и сельского хозяйства страны и комфортного быта населения. Общеизвестно, что надежное, высококачественное и дешевое электроснабжение - основа для электрификации любой отрасли народного хозяйства, в том числе и для сельского хозяйства. Воздушными линиями охвачены почти все сельские населенные пункты. Электроснабжение производственных предприятий и населенных пунктов в сельской местности имеет свои особенности по сравнению с электроснабжением промышленности и городов. Главная из них - это необходимость подводить электроэнергию к огромному числу сравнительно маломощных объектов, рассредоточенных по большой территории.

В связи с ростом электрификации сельскохозяйственного производства, особенно с созданием в сельском хозяйстве животноводческих комплексов промышленного типа, птицефабрик, тепличных комбинатов и др., линии электропередач построенные довольно давно не справляются с нагрузкой передаваемой по ним, выходя из строя. В свою очередь всякое отключение - плановое (для ревизии и ремонта) и особенно неожиданное аварийное - наносит огромный ущерб потребителю и самой энергетической системе. Во многих районах нашей страны осталось довольно большое количество трансформаторных подстанций и линий электропередачи, построенных в 60-70-е годы прошлого столетия, которые требуют реконструкции. На пример Наровчатский район Пензенской области. За последние 35 лет потребление электроэнергии в этом районе увеличилось, связанно это с увеличением объемов производства сельскохозяйственной продукции, с тем, что практически в каждом доме появилось электрооборудование, потребляющее довольно много электроэнергии.

Фольксваген Джетта. Инструкция по ремонту. Ремонту и эксплуатации. Руководство фольксваген джетта, инструкция volkswagen jetta. Руководство по ремонту. Фольксваген Джетта 5 руководство по эксплуатации, техобслуживанию и ремонту читать онлайн. Фольксваген Гольф 2/ Джетта 2 пособие по ремонту и техобслуживанию + инструкция. Руководство по ремонту и эксплуатации фольксваген гольф-4. Руководство по ремонту и эксплуатации. (Фольксваген Джетта 2006.

Так же в районе была построена птицефабрика, которая является потребителем 1 категории. Старая районная трансформаторная подстанция 2х2500 уже не удовлетворяла по нагрузочной способности, а линии электропередачи по пропускной способности что в свою очередь приводило к увеличению аварийных отключений. Поэтому было принято решение о замене на РТП трансформаторов на большую мощность и на некоторых линиях увеличить сечение проводов с целью уменьшения потерь электроэнергии. Так же к проектированию было принято строительство двух параллельных линий, которые должны обеспечить бесперебойное питание для птицефабрики. Подсчет электрических нагрузок электрифицируемого района.1 Характеристика электрифицируемого района Наровчатский район располагается в северо-западной части Пензенской области, в нем насчитывается 83 населенных пункта (трансформаторных подстанций). Рельеф местности слабовсхолмленный, естественные преграды в виде крупных рек и озер отсутствуют. Район климатических условий Пензенской области (РКУ) по ветру - II, по гололеду - III.

В данной местности количество грозовых часов находится в пределе 40 - 60 часов в год. Средняя многолетняя температура составляет: минимальная (январь) от -10 до 0 0С, максимальная (июль) от 22 до 24 0С. Район относится к числу сельскохозяйственных районов, здесь хорошо развито мясное животноводство, представленное в рассматриваемой зоне небольшими фермами крупного рогатого скота и птицеводство.2 Источники электроснабжения. Напряжение питающих и распределительных сетей Потребители Наровчатского района получают питание от районной двух трансформаторной подстанции РТП 110/10 кВ «Наровчатское», которая присоединена к энергосистеме на ответвлениях. РТП 110/10 получает двух стороннее питание от узловых подстанций Н-Ломов и Ковылкино. Мощность каждого трансформатора 110/10 кВ Sн=6300 кВА. РТП «Наровчатсоке» удалена от энергосистемы на 15 км.

Принципиальная электрическая схема питающей сети 110 кВ. Расчет электрических сетей.1 Выбор места расположения подстанции 110/10 кВ РТП 110/10 кВ «Наровчатское» находится в центре электрических нагрузок, рядом с г.Наровчат РЭС.

Данная местность незатопляема паводковыми водами. По данным инженерно - геологических изысканий основанием фундаментов является супесь твердая. Строительные конструкции РТП приняты из унифицированных железобетонных элементов. Подъездная автомобильная дорога к РТП с шириной проезжей части 4,5 м покрыта асфальтобетоном. Для нужд эксплуатации и размещения аппаратуры связи и телесигнализации при РТП предусмотрено ОПУ. Территория РТП ограждена железобетонным забором.2 Выбор количества распределительных линий и их трасс От РТП 110/10 кВ отходит пять воздушных линий 10 кВ, но в связи со строительством в районе птицефабрики планируется ввести в эксплуатацию еще две ВЛ 10 кВ.

Трассы ВЛ 10 кВ построены по радиальному принципу, суммарная длина распределительных линий составляет 132 км, в среднем приходится по 18-20 км на одну ВЛ с учетом всех ответвлений. Длина воздушных линий подходящих к птицефабрике равна 1,5 км. Линии были построены с учетом близости проезжих дорог, избегая прокладки по лесным массивам и болотистым местам.3 Основные технические решения, принятые при проектировании распределительных линий 10 кВ. Расчет линий 10 кВ Для обеспечения нормативного уровня надежности электроснабжения, схемы электрических сетей должны строятся таким образом, чтобы шины (секции шин РТП) U=10 кВ подстанции 110/10 кВ, от которых осуществляется питание потребителей, резервировали друг друга. Схема сети 10 кВ строится по магистральному принципу.

К магистралям линий 10 кВ, по которым осуществляется взаимное резервирование линий, присоединяются опорные трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ (ОТП). Они представляют собой ТП 10/0,4 кВ с развитым распределительным устройством (РУ), предназначенным для присоединения радиальных линий 10 кВ, автоматического секционирования и резервирования магистрали, устройств автоматики и телемеханики и (или) распределительные пункты 10 кВ (РП). Линии 10 кВ, как правило, обеспечиваются резервным питанием только от одного источника питания. Следует иметь в виду, что техническими ограничениями при расчете ВЛ 10 кВ являются требования надежности электроснабжения и качества электрической энергии по напряжению, в соответствии с которыми провода на линиях 10 кВ должны быть сталеалюминевыми АС, причем сечение провода на магистрали - не менее 70 мм2, а на отпайках - не менее 35 мм2, а кроме того, отклонение напряжения у потребителей не должны превышать. Предварительно, до выбора сечений проводов, составим таблицу, в которую занесем названия населенных пунктов с их вечерней и дневной максимальными нагрузками и количество и мощности ТП 10/0,4 кВ, распределенные по отходящим от РТП ВЛ 10 кВ.

Распределение населенных пунктов по ВЛ 10 кВ. № №Населенные пунктыSД кВАSВ кВАКоличество и номинальная мощность ТП, SНОМ кВАВЛ №11.Коркино10.Пчельня I6.Пчельня II11.Жестовое6.Калиновка1.Павловка30601х637.р. Площадский10.Скрипово.Заподово100.Немцово111.Исаково601301х100ВЛ №212.Исаково63.Артаково114.Шумово65.Кр. Касимово1051501х160ВЛ №326.Верх.

Касимово107.Никулино118.Маринино69.Сомово (ж/зона)110.КРС на 400 гол.141.Сомово (мастер.)112.ц. Одоевский3.Коровино64.Николо-Жупань.Брусна14.Петровское7.Петровское.Петровское1001201х100ВЛ №439.Филатово.Крупец61.Болотское112.Кошкино.Сидорово64.ц. Апухтино105.Красное146.Красное7.Нестерово118.Дракино109.Северо-Одоевское лесничество100120 1х10050.Апухтино1101401х160ВЛ №551.Апухтино102.Апухтино113.Комбикормовый завод64.КРС на 3000 гол.5.Новоархангельское.п. Городок150.КРС на 400 гол.Татьево92.Филимоново701001х100ВЛ №6 и №763.Птицефабрика200 Существует много способов выбора сечений проводов на ВЛ 10 кВ: по минимуму расхода металла, по допустимой потери напряжения, по экономическим интервалам, по экономической плотности тока, магистральным способом. Учитывая что в магистральном способе изначально заложены требования надежности электроснабжения и в соответствии с которым на магистрали ВЛ 10 кВ принимаются провода АС 70, а отпайках - АС 35 целесообразно выбирать сечения проводов на ВЛ 10 кВ этим способом. После определения сечений провода проверяют по допустимой потери напряжения, причем потеря напряжения в проектируемой линии должна быть меньше или равна допустимой потери напряжения.

Это означает, что отклонения напряжения у потребителей V, питающихся по этой линии входят в пределы, установленные ГОСТ 13109-87. Потери напряжения в% на участках линии рассчитывают по формуле: где S - полная мощность на участке линии, кВА; l - длина участка, км; R0 - удельное активное сопротивление 1 км ВЛ 10 кВ, Ом/км: определяется сечением провода, берется П. 6-55 9; Х0 - удельное активное сопротивление 1 км ВЛ 10 кВ, Ом/км, П.

15 5; UH - номинальное напряжение ВЛ. Максимальные потери напряжения в ВЛ 10 кВ рассчитываются путем суммирования потери напряжения на участках от шин подстанции до самой удаленной ТП 10/0,4 кВ. Для выбора сечений проводов в ВЛ 10 кВ по эквивалентному току магистрали токи участков магистрали рассчитываются.

Эквивалентный ток магистрали и сечение определяется по формулам:,. Экономическая плотность тока для ВЛ 10 кВ принимаем равной 8. Расчет схем ВЛ 10 кВ ведется по большему значению из дневного и вечернего максимумов нагрузки, они даны в кВА, принимается одинаковым для всех нагрузок, указываются длины участков - в км, среднее геометрическое расстояние между проводами в ВЛ 10 кВ принимается - Дср=1250 мм. Допустимая потеря напряжения в ВЛ 10 кВ берется из таблицы отклонения напряжения и равна. Расчет максимальных нагрузок на участках линии проводится по добавкам мощностей, которые приведены в П.

Подробный расчет проведем для ВЛ №1, для остальных линий расчет проводится аналогично и все данные сводятся в таблицы. Расчет ВЛ № 1. Расчетная схема ВЛ 10 кВ.;;;;;;;;;;;;;;;;;. Выбираем провод АС 95 на магистрали и АС 35 на отпайках. Выбор сечений проводов и расчет потерь напряжения в ВЛ 10 кВ.

№-№Длина участка, кмSmax (расч), кВАмарка и сечениеПотеря напряжения,%на участкеот ТП0-12,5972АС 950,4341,0851,08АС 350,1870,1311,2162-№11,0120АС 950,1020,1021,3182-№20,5130АС 350,1110,0551,37,5АС 950,3581,0742,44АС 350,2030,1622,6094-№30,5140АС 350,1190,0592,6684-№40,7130АС 350,1110,0782,74,5АС 950,2750,5783,3245-№50,880АС 350,0680,0543,37АС 950,2480,4463,82АС 350,2250,2254,049 Расчет ВЛ № 2. Расчетная схема ВЛ 10 кВ. Выбор сечений проводов и расчет потерь напряжения в ВЛ 10 кВ. №-№Длина участка, кмSmax (расч), кВАмарка и сечениеПотеря напряжения,%На 1 кмна участкеот ТП0-,5071,2571,2571-№1,1110,1441,400,2620,2621,6632-№1,1190,0831,7462-№1,1110,0891,8352-№150,7,0571,89700,3210,6742,56350,2250,272,8364-№1,1020,0922,92350,1480,1043,0325-№1,1110,1233,1555-№180,7,0363,19700,2090,6283,81350,1870,2814,18-№1,1020,0824,1828-№2,1110,1224,30350,1870,2064,517-№210,7,0574,5677-№2,1280,1024,66700,1420,4395,1089-№232,2,1125,229-№2,0810,1935,4139-№251,0,0815,494;.

Выбираем провод АС 95 на магистрали и АС 35 на отпайках. Расчетная схема ВЛ 10 кВ. Выбор сечений проводов и расчет потерь напряжения в ВЛ 10 кВ.

№-№Длина участка, кмSmax (расч), кВАмарка и сечениеПотеря напряжения,%На 1 кмна участкеот ТП0-0,5331,1211,1350,1960,2151,3362-№2,1020,0821,4172-№2,1190,1431,58950,4540,4542,01350,2030,2032,2174-№2,1110,1222,3394-№2,1190,1072,44950,3750,5573,00350,3170,383,38350,1790,1433,5266-№3,1790,1253,6527-№3,1190,0833,7357-№320,8,0643,950,2420,5084,30350,1480,1334,4419-№3,1110,0894,5299-№341,1,0564,5858-1,1820,4365,08110-1,140,1685,18811-№351,3,0665,25511-№3,1020,0725,32610-№3,1790,3765,70210-№383,0,1275,829;.Выбираем провод АС 95 на магистрали и АС 35 на отпайках. Расчет ВЛ № 4. Расчетная схема ВЛ 10 кВ. Выбор сечений проводов и расчет потерь напряжения в ВЛ 10 кВ. Определение токов к.з. В конце ВЛ 10 кВ (точка К4).

Максимальный режим.;;. Для определения ударного тока к.з. В точке К4 допускается приближенно найти:, определяем kуд=1,18.

Минимальный режим.,. Определение токов к.з.

В месте установки секционного выключателя (точка К5). Максимальный режим.;;. Для определения ударного тока к.з. В точке К5 допускается приближенно найти:, определяем kуд=1,25. Минимальный режим.,. Для удобства использования результатов расчета токов к.з.

Сведем все данные в таблицу. Результаты расчетов токов к.з. Элемент сети, точка к.з.Максимальный режимМинимальный режим, кА, кА, кА, кАШины 110 кВ, К13,095,912,532,2Шины 10 кВ, К24,7312,172,11,83В конце ВЛ 10 кВ, К30,731,030,620,54В конце ВЛ 10 кВ, К40,921,53В месте установки СВ, К51,382,44 Таблица №14. Результаты расчетов токов к.з. Элемент сети, точка к.з. Учитывая, что концевая опора, по существу, является несущей конструкцией молниеотвода, то для его выполнения следует только установить молниеотвод высотой:.7 Расчет заземляющего устройства подстанции Заземление на подстанции является защитной мерой от поражения электрическим током при повреждении изоляции.

К заземлителю присоединяются корпуса силовых трансформаторов, электрических аппаратов и их приводов, вторичные обмотки трансформаторов тока, металлические конструкции распределительных устройств, броня силовых кабелей и т.п. На подстанциях с высшим напряжением 110 кВ заземляющее устройство должно иметь в любое время года сопротивление не более 0,5 Ом, включая сопротивление естественных заземлителей. Заземлитель подстанции выполняется в виде заземленной сетки из соединенных между собой продольных и поперечных заземлителей. Продольные заземлители прокладываются вдоль осей электрооборудования со стороны обслуживания на глубине 0,5 - 0,7 м и на расстоянии 0,8 - 1,0 м от фундаментов или оснований оборудования.

Поперечные заземлители прокладываются в удобных местах между оборудованием. Определяем сопротивление заземлителя подстанции 110/10 кВ мощностью 2х3600 кВА с учетом двухслойности земли. Площадь подстанции, ограниченная оградой, составляет 28х34 м2. Сетчатый заземлитель с размерами 24х30 м2 помимо внешнего замкнутого горизонтального заземлителя имеет 6 выравнивающих полос, положенные вдоль большей стороны (lБ) и 8 - вдоль меньшей стороны (lМ). К сетке присоединены 9 вертикальных электродов длиной 3 м (4 у входа и въезда на подстанцию и 5 у мест присоединения молниеотводов к заземлителю). Известно, что h1=2 м, t=0,5 м, (глина полутвердая), (суглинок пластичный).

Ток однофазного к.з., стекающий с заземлителя равен 4 кА (примерно 0.5 на шинах 110 кВ подстанции). Так как не менее двух, то учет двухслойности земли необходим. Так как, то (при ), где lВ - длина вертикального стержня, м; t - глубина заложения горизонтального заземлителя, м; S - площадь охваченная сетчатым заземлителем, м2; L - суммарная длина всех элементов заземлителя, м.

Эквивалентное сопротивление земли:. Сопротивление сетчатого заземлителя в двухслойном грунте:. Чтобы не предусматривать мер по предотвращению выноса опасных потенциалов за пределы подстанции, напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на должно превышать 5 кВ. В данном случае:.8 Вопросы автоматизации Использование автоматики повышает надежность электроснабжения, позволяет уменьшить эксплуатационные расходы, снизить себестоимость электроэнергии и дает возможность сократить эксплуатационный персонал.

Для этого в сетях применяют следующие устройства: защита линии и трансформаторов от всех видов повреждений и ненормальных режимов (релейная защита); автоматическое повторное включение (АПВ); автоматическое включение резервного питания (АВР) и т.д.; Автоматическое повторное включение. Автоматическое повторное включение (АПВ) относят к устройствам автоматики аварийного режима, обеспечивающим ликвидацию аварий в схемах электроснабжения. АПВ - одно из основных средств повышения надежности электроснабжения потребителей. Установлено, что число успешных АПВ на воздушных линиях электропередач всех напряжений в среднем составляет 70.80%.

В соответствии с ПУЭ все воздушные и воздушно-кабельные линии напряжением выше 1 кВ оснащают АПВ. В системах сельского электроснабжения применяются трехфазные электрические устройства АПВ однократного или двукратного действия. Схема АПВ однократного действия для выключателей напряжением 10 кВ с пружинным приводом 5. К устройствам АПВ предъявляют следующие основные требования. АПВ должно происходить при всех аварийных отключениях выключателя, за исключением случая, когда отключение произошло сразу же после его оперативного включения персоналом.

АПВ не должно происходить также при оперативном отключении выключателя. АПВ должно обеспечиваться с заранее установленной выдержкой времени (бестоковой паузой до АПВ), которую выбирают исходя из условий рассмотренных ниже.

АПВ должно происходить с заданной кратностью. Возможность многократных включений должна быть исключена. Устройство АПВ должно иметь автоматический возврат в состояние готовности к новому действию после успешного цикла повторного включения. Продолжительность бестоковой паузы до АПВ однократного действия определяется следующими условиями:;;; где tд - время деионизации среды в месте к.з. После его отключения, для сетей напряжением 635 кВ tд≤0,2 с; tзап=0,4-0,5 с - время запаса, учитывающее неточность исходных данных, погрешности; tг.п. время готовности привода; tг.п.=0,10,2 с; tг.в. время готовности выключателя; tг.в.=0,22 с; tв.в.

время включения выключателя. Время срабатывания принимают равным. Время автоматического возврата устройства АПВ определяют из условия: где tс.з. Мах - наибольшее время срабатывания защиты, действующее на выключатель (в сетях 610 кВ tс.з. Мах≤2 с);; tзап=23. При использовании двукратного АПВ продолжительность бестоковой паузы перед вторым повторным включением принимают обычно равной 1020. Автоматическое включение резервного питания.

В сельских сетях напряжением 6.35кВ предусматривают, как правило, схемы одностороннего питания потребителей, в которых имеющиеся источники электроснабжения (питающие линии, силовые трансформаторы на подстанциях, подстанции) работают раздельно. Для обеспечения нормативных показателей надежности электроснабжения при отключениях основного (рабочего) источника питания к независимому резервному источнику питания подключают потребители с помощью специальных устройств автоматического включения резерва (АВР). По направлению действия различают устройства АВР одностороннего и двухстороннего действия.

АВР одностороннего действия применяют в случаях, когда один из вводов питания служит постоянно рабочим, а второй - только резервным. Если оба ввода являются одновременно и рабочими и резервными по отношению друг к другу, то используют АВР двухстороннего действия. Устройства АВР должны удовлетворять следующим основным требованиям. АВР должно обеспечиваться при исчезновении напряжения у потребителя из-за аварийного, самопроизвольного или ошибочного отключения выключателя рабочего ввода питания или при исчезновении напряжения со стороны рабочего (основного) источника питания.

Устройство АВР не должно приходить в действие до отключения выключателя рабочего ввода во избежание включения резервного источника на устойчивое к.з. В основном источнике питания. В случае исчезновения напряжения со стороны основного источника выключатель рабочего ввода до АВР должен отключаться специальным пусковым органом минимального напряжения. АВР должно происходить с возможно минимальной выдержкой времени. Действие АВР должно быть однократным, чтобы не допустить многократных включений резервного источника на устойчивое к.з. Для ускорения отключения резервного источника при его включении на устойчивое к.з. Должно предусматриваться ускорение защиты после АВР.

В схеме АВР должен существовать контроль исправности цепи включения выключателя резервного ввода питания. Схема АВР двухстороннего действия для двухтрансформаторной подстанции 5:. а - поясняющая схема; б - схема АВР и управления выключателем Q1 (аналогично и для Q2); в - схема АВР для выключателя Q3.

№17 приведена наиболее распространенная схема местного АВР двухстороннего действия на переменном оперативном токе, применяемая на сельских двухтрансформаторных подстанциях напряжением 11035/10 кВ, где все выключатели оборудованы пружинными приводами. При расчете и выборе уставок АВР трансформаторов определяют следующее:. Напряжение срабатывания пускового органа минимального напряжения: Для реле, подключаемых к ТСН, Uс.р=5588 В, к ТН - Uс.р=2540 В. Лом - 2 шт; - ящик с песком - 2 шт; ведра - 2 шт; - топоры - 2 шт; шкаф для противопожарного оборудования; багор - 2 шт; огнетушители типа: ОХП-10 - 3 шт, ОУБ-7 - 3 шт. Для обеспечения пожарной безопасности в ОРУ под трансформаторами с содержанием масла более 1000 кг устраивают маслоприемник, заглубленный ниже уровня земли, и закрывают его сверху металлической решеткой с насыпанным поверх нее крупным и чистым гравием или непористым щебнем. Слой гравия делают толщиной не менее 25 см.

Распределительная Подстанция

Такой же слой насыпают на дно маслоприемника. Маслоприемник выступает за габарит трансформатора во все четыре стороны не менее чем на 1,5 метра, когда масса масла более 10 тонн. Фундамент под маслоприемником выполнен из несгораемых материалов, возвышающихся над слоем гравия не менее чем на 10 см. Кабельные каналы закрыты несгораемыми плитами. Расчет размеров маслоприемника. На подстанции установлены 2 трансформатора ТМН-6300/110. Размеры трансформатора: длина 1=6,09 м ширина b=4,2 м.

Масса масла М= 14,5т. Вычислим объем масла по формуле:, где ρ - плотность масла, т/ мi: ρ= 0,87 т/ мi.

Размеры маслоприемника: длина lм=6,09+2∙1,5=9,09 м, ширина bм=4,2+2∙1,5=7,2 м. Следовательно, глубина маслоприемника: 6.4 Для обеспечения охраны труда и техники безопасности проектом предусмотрено Форма обслуживания подстанции 110/10 кВ - дежурство на дому. Поэтому здесь должны быть следующие защитные средства: комплект монтерского инструмента с изолирующими ручками; - изолирующие штанги ШИО - 110 и ШО -10 У1 - 2 шт. На каждое напряжение; указатели напряжения - УВНБ - 6-35, УВН - 90,УНН-1; изолирующие клещи - 1 шт. На напряжение 10 кВ (для снятия предохранителей): диэлектрические перчатки - не менее 2-х пар; диэлектрические боты - 2 пары; временные ограждения (щиты) - не менее 2-х штук; переносные заземления со штангами типа ШЗЛ -110 - не менее 2-х; переносные плакаты безопасности - не менее 4-х комплектов; защитные очки ЗНР 1-Т - 2 пары; каски пластмассовые - 4 шт.; противогазы ПШ 1-2 шт. Вопросы экологии.1 Природоохранные мероприятия и экологическая безопасность при электроснабжении с/х района.1.1 Введение В данном разделе дипломного проекта рассмотрено влияние электрических сетей на окружающую среду определяется воздействием электрического поля, использованием земельных ресурсов, нарушением природных ландшафтов. Электрическое поле ВЛ - это вредный, биологически активный фактор, воздействующий на человека и окружающую природную среду.

Это влияние в основном ощущается на ВЛ напряжением 750 и 1150 кВ переменного и 1500 кВ постоянного тока. В связи я этим напряжённость электрического поля под проводами ВЛ сверхвысокого напряжения (СВН) нормируется и контролируется в пределах охранной зоны у поверхности земли, обычно 1-15 кВ/м на высоте 1,8 м от земли.2 Общие сведения Учитывая, что с удалением от линии электропередачи напряженность поля снижается до безопасных значение, по рекомендациям Минздрава СССР вдоль этих линий установлена санитарно-защитная зона с граничной напряжённостью электрического поля 1 кВ/м. Для ВЛ напряжением 750 и 1150 кВ ширина санитарно-защитной зоны, в пределах которой может иметь место угнетающее действие поля, составляет 120 и 160 м соответственно.

Основное влияние электросетевых объектов ВЛ и ПС на окружающую вреду связано с изъятием участков земли под опоры ВЛ и площадки подстанций (ПС). Полоса земли под ВЛ в пределах установленной охранной зоны не изымается у землепользователей и может быть использована для сельскохозяйственных и других нужд в соответствии с «Правилами охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 вольт». В ряде случаев строительство ВЛ связано с вырубкой леса вдоль трасс, что приводит не только к потере леса, но и к другим нежелательным явлениям. Существующая в настоящее время система компенсации государству за порубки леса не учитывает экологического ущерба от миграции промысловых животных, гибели ценных растений и животных, потери так называемых «бесплатных даров природы». Экономическим подсчётам не поддаётся ценность участков трассы, проходящих гнездовьям птиц и зверей, занесённых в Красную книгу, по зарослям дикорастущего женьшеня, заповедным и реликтовым рощам кедровой сосны и др. В целях экологической оптимизации трасс линий электропередачи целесообразно в качестве природоохранной меры производить соответствующие биологические изыскания, картографические местности по биологическим признакам; дифференцировать тарифы на порубку лесов в размерах, стимулирующих корректировку трассы, запрещать использование гусеничной тяги с большим давлением на грунт и т.п.

Имеют место случаи, когда ВЛ становятся привлекательными объектами для крупных птиц и причиной массовой гибели в результате замыкания проводов широко распахнутыми крыльями. Наиболее опасны опоры ВЛ с штыревыми изоляторами для степного орла, занесённого в Красную книгу, орла канюка-курганника и др. Для устранения этой опасности должны разрабатываться соответствующие конструкции опор.

Для ПС, находящихся вблизи населённых пунктов, нормируется шумовое воздействие на человека. Особенно неблагоприятны низкочастотные составляющие (около 50-150 Гц) шумовых характеристик трансформаторного оборудования. Превышение нормируемого значения уровня шумов (30дБ на уровне открытой форточки в жилой застройке) устраняется мероприятиями по снижению уровня шумов (удаление ПС от селитебных территорий, шумопоглощающие устройства, размещение трансформаторов в закрытых камерах и т.п.). Воздействие напряжённости электрического поля на окружающую среду вне территории ПС невелико. Для персонала ПС внутри её территории напряжённость электрического поля по нормам должна быть не более 15кВ/м на маршрутах обхода для осмотра оборудования не более 5кВ/м на рабочих местах у оборудования, где возможно длительное присутствие персонала для профилактических и ремонтных работ. В зонах, где эти значения превышены, производится экранирование площадок у рабочих мест и трасс на маршрутах обхода.

Для исключения влияния на окружающую среду возможных сбросов трансформаторного масла при авариях с маслонаполненным оборудованием (трансформаторы, реакторы и пр.) на ПС предусматриваются маслоприёмники, аварийные маслостоки и закрытые маслосборники, в которые также могут поступать ливневые воды из маслоприёмников, содержащие следы масла. Вместе с тем необходимо отметить, что по своему устройству и режимам работы ВЛ и ПС напряжением 500кВ и выше не могут привести к катастрофическим авариям, связанным с массовым поражением населения или обслуживающего персонала. Многолетний опыт эксплуатации электрических сетей в России и за рубежом показал, что при авариях на ВЛ даже с падением (разрушением) опор, проводов и гирлянд изоляторов случаи поражения отдельных людей, случайно оказавщихся в месте аварии на ВЛ, чрезвычайно редки. Повреждения и аварии на ПС напряжением 500кВ и выше, как правило, также не распространяются за пределы их внешней ограды. Некоторую опасность могут представлять только пожары на ПС, связанные с авариями трансформаторов большой мощности.

Однако такие пожары в подавляющем числе случаев ликвидируются автоматическими средствами пожаротушения на ПС и не распространяются0 на расположенные вблизи жилые здания или промышленные сооружения.3 Влияние электрических сетей и подстанций на земельные ресурсы Высокие темпы электрификации страны приводят к быстрому росту протяжённости ВЛ и повышению их номинальных напряжений. В нашей стране под электросетевые объекты отведено около 90 тыс.

Га земель, в том числе под ВЛ напряжением 35-750кВ - около 20 тыс., под распределительные сети напряжением 0,4-10кВ - до 50 тыс. Площадь, занимаемая подстанциями напряжением 35-750кВ, достигла 20 тыс. Площади земли, отводимые в постоянно пользование, определяются в соответствии с нормами отвода земель СЕ 465-74. В постоянное пользование передаются только площади, занимаемые опорами с учётом полосы земли вокруг каждой опоры шириной 2м, и территории подстанции. Электрифицируются в основном зоны с благоприятными климатическими условиями, где сосредоточена основная масса населения страны. В этих зонах сосредоточена также и большая часть обрабатываемых земель и лесных массивов.

Сооружение ВЛ неизбежно приводит к выводу из хозяйственного применения пахотных земель и лугов, используемых для установки опор, а для опор на оттяжках эти отчуждаемые земли достаточно велики (табл.5.1.). Номинальное напряжение кВ501150Площадь отчуждаемой земли под промежуточную опору, 301280Площадь отчуждаемой земли под опоры на 1 км линии, 1003200 Поэтому линии электропередачи оттесняются на неудобные для пахоты земли, в том числе в лесные массивы. Проблема сосуществования лесных массивов и линий электропередачи достаточно сложна. При наличии широкой просеки вдоль трассы линий деревья теряют устойчивость, характерную для сплошных лесных массивов.

В связи с этим велика опасность падения деревьев на линию. Для ВЛ, проходящих через лесные массивы, прорубают просеки. Для ВЛ напряжением 220кВ и ниже, проходящих по ценным лесным массивам, ширина просеки предусматривается такой, чтобы расстояние по горизонтали от проводов (при их наибольшем отклонении) до кроны деревьев составляло 3-5 м, для ВЛ 330-750 кВ - 6м. Во всех остальных случаях для этих ВЛ ширина просеки принимается равной сумме расстояния между крайними проводами линии и удвоенного расстояния от крайних проводов до лесного массива (последнее обычно принимается равным высоте деревьев основного лесного массива). Наносимый природе и лесному хозяйству ущерб и трудозатраты на расчистку просек можно значительно сократить, отказавшись от традиционного способа проектирования и строительства ВЛ. Расстояние между проводами соседних фаз должны быть сокращены до минимально необходимых для обеспечения надёжной работы линии при перенапряжениях. Сплошная вырубка растительности на трассах линий наносит ущерб не только сельскому хозяйству и животному миру но и осложняет экологическую обстановку по линиям, вызывая необходимость принятия специальных дорогостоящих мероприятий.

Вопреки существующей практике сооружения линий, нужно сохранять на трассах растительность высотой 4-5 м, производя выборочную вырубку лишь высокорастущих деревьев. Для предотвращения уменьшения изоляционных расстояний при боковом ветре в пролётах должны быть установлены междуфазовые изоляционные распорки. Для того чтобы не устанавливать большое число распорок, а ограничиться двумя-тремя распорками на пролет длиной 350-600м (120-150между распорками), необходимо увеличить габаритное междуфазовое расстояние примерно на 0,5м. При оценке расстояния между крайними проводами учтены размеры фаз. В результате ширина трассы линии получается на 10-20 м меньше, чем при традиционной конструкции линий, а уменьшение площади трасс в лесных угодьях при той же протяжённости линии СВН составляет около 100 тыс.

Такой эффект вполне оправдывает меры сокращения междуфазовых расстояний на линиях. Для линий электропередачи, проходящих вне населённых пунктов, Правилами охраны электрических сетей установлено понятие «охранная зона». Земельные участки, входящие в охранную зону, не изымаются у землепользователей.

В пределах этой зоны запрещается производство каких либо работ, за исключением сельскохозяйственных, без согласования с организацией, эксплуатирующей линии. Ширина охранной зоны зависит от напряжения ВЛ. Охранная зона вдоль ВЛ устанавливается в виде воздушного пространства над землёй, ограниченного параллельными вертикальными плоскостями, отстоящими по обе стороны линии на расстоянии от крайних проводов по горизонтали, указанном ниже (ГОСТ 12.1.051-90): Напряжение ВЛ, кВРасстояние, мДо 2010Свыше 20 до 3010-5000750-115055 В настоящее время общая площадь охранных зон ВЛ составляет более 12 млн. Га, 1/3 этой площади приходятся на ВЛ 35 кВ и выше. Входящие охранные зоны земельные участки используются для сельскохозяйственных нужд при условии строгого соблюдения Правил охраны.

При с/х работах, соблюдение этих правил вызывает трудности, связанные с ограничением применения механизмов при обработке земли, невозможностью полива с/х культур и др. В целях защиты населения от вредного воздействия электрического поля ВЛ сверхвысокого напряжения (СВН) вдоль них устанавливаются санитарно-защитные зоны, ширина которых практически совпадает с шириной охранной зон (исключения составляют ВЛ 300кВ, санитарно-защитная зона которых меньше охранной). В санитарно-защитных зонах ВЛ СВН рекомендуется выращивать с/х культуры не требующие ручной обработки. Подстанции, как правило, должны располагаться на непригодных для с/х использования землях, на незаселённой территории или на территории, занятой кустарниками и малоценными насаждениями, вне площадей залегания полезных ископаемых.

Подстанции должны размещаться с учётом наиболее рационального использования земель и перспективы последующего расширения. Следует отметить, что в случае широкого внедрения элегазовых распределительных устройств на ПС 500, 700 и 1150 кВ площади, занимаемые под эти подстанции, могут уменьшится на 30-40%. 7.4 Влияние воздушных линий электропередачи на окружающую среду ВЛ оказывают многостороннее комплексное экологическое воздействие. В связи с этим задачей специалистов является разработка мероприятий, обеспечивающих оптимальное сосуществование сети ВЛ, природы и человека. При длительном пребывании человека в полях более высокой напряженности (E10-15 кВ/м) могут возникнуть неблагоприятные физиологические изменения, связанные с воздействием на нервную систему и сердечнососудистые системы, мышечную ткань и органы. При этом возможно изменение кровяного давления и пульса, аритмия, повышенная нервная возбудимостью Эти явления носят временный характер и исчезают через некоторое время после прекращения воздействия поля.

На основе изложенных факторов разработаны нормы, ограничивающие напряжённость поля под линиями и длительность пребывания обслуживающего персонала в полях различной напряжённости. Под линиями в труднодоступной местности (болота, горные склоны) допускается напряжённость электрического поля 20 кВ/м; для ненаселённой местности - 15 кВ/м, в местах пересечения с дорогами - 10 кВ/м и для населённой местности, где под линиями могут находиться люди - 5 кВ/м. Кроме того нормируется допустимая напряжённость на границах жилых застроек -1,5 кВ/м, при этом допускается пребывание человека в течение всей жизни. Наиболее простым конструктивным способом ограничения напряжённости поля под линиями является установка заземлённых тросов под проводами линий. Как указывалось выше, габарит до земли нормируется с учётом необходимости обеспечения безопасности перемещения под линиями различных механизмов высотой до 4-4,5 м. Поэтому, если высота троса в месте его максимального провеса не будет превышать 4-4,5 м, высота подвески проводов над землёй не изменится. Наведённые на заземлённых тросах заряды частично компенсируют поле проводов линии и ограничивают напряжённость поля.

Более эффективна подвеска под каждым проводом линии двух тросов, разнесённых в горизонтальной плоскости. На заземлённых тросах наводятся заряды, знак которых противоположен знаку заряда соответствующего провода, поэтому Е поля под линией уменьшается. Следует заметить, однако, что подвеска дополнительных тросов приводит к заметному удорожанию линии. Расчёты показывают, что экономически более целесообразно увеличивать высоту подвески провода. Поэтому тросовые экраны применяются только при пересечениях линией дорог. При этом они натягиваются между дополнительными железобетонными стойками.

Габарит от провода до земли устанавливается ПУЭ с учётом возможности проезда с/х машин и механизмов (например, комбайнов и автокранов). Поэтому ПУЭ допускается сохранять под линиями электропередачи сады с высотой крон деревьев не более 4 м. При этом не возникает опасности разрядов проводов на деревья. Ограничение напряжённости поля под линиями электропередачи может быть достигнуто без изменения конструкции линии при использовании растительного массива под линиями. Дело в том, что стволы и ветки деревьев, кустарников имеют довольно высокую проводимость в течении всего года, но особенно в летнее время: погонное сопротивление составляет 1-3,5 МОм/м при положительных температурах и 100-500 МОм/м при отрицательных температурах. Сопротивление корневой системы деревьев и кустарников (30-40 кОм) мало по сравнению с сопротивлением веток. В связи с этим при высоте древесно-кустарниковой растительности под проводами линии 4 м падение напряжения не превышает десятков вольт в летнее время и единиц киловольт (до 3-4 кВ) в зимнее время.

Таким образом, средняя напряженность поля в массиве древесно-кустарниковой растительности по ВЛ не превышает 1 кВ/м при отрицательных температурах и 0,01 кВ/м при положительных температурах. Это обеспечивает полную экологическую безопасность людей и животных под линиями. Длительными (многолетними) наблюдениями установлено почти полное отсутствие влияние электрических полей с напряжённостью до 50 кВ/м на физиологические процессы в клетках растений и на состояние и рост растений в целом. Не обнаружено влияние электрического поля и на цветение и плодоношение плодовых деревьев: яблони, груши, вишни.

Наличие низкорослой древесно-кустарниковой растительности на трассах линий затрудняет произрастание высокорастущих пород деревьев, что приведёт к значительному сокращению работ по расчистке трасс линий, а также имеет другое важнейшее значение. Электрическое поле, создаваемое линиями СВН, оказывает неблагоприятное влияние на живые организмы. Наиболее чувствительны к электрическим полям копытные животные и человек в обуви, изолирующей его от земли. Копыто животных также является хорошим изолятором. В этом случае на изолированном от земли проводящем объёмном теле наводится потенциал, зависящий от соотношения ёмкости тела на землю и на провода ВЛ. Чем меньше ёмкость на землю (чем толще, например, подошва обуви), тем больше наведённый потенциал, который может составлять несколько киловольт и даже достигать 10кВ.

В зонах интенсивного земледелия целесообразно использовать трассы линий для разведения плодово-ягодных садов, тутовника и других полезных в хозяйственном отношении культур. Таким образом, при наличии растительных массивов пол линиями высотой 4-5 м культурных пород и дикорастущих местных видов проблема безопасности экологических видов полностью решается и габарит между проводом и землёй может выбираться только из условия надёжной работы линий при воздействии напряжений с учётом выноса потенциала земли на уровень высоты растительного массива. Применение традиционных конструкций ВЛ приводит к уничтожению сотен тысяч гектаров лесов, к исключению возможности хозяйственного использования этих площадей, к значительным нарушениям условий произрастания леса на примыкающих к трассам линий территорий. Ущерб от сооружения ВЛ в лесных массивах может быть значительно сокращён при использовании компактных конструкций линий и дендромелиорации трасс. В данном проекте учтены вопросы дендромелиорации трасс ВЛ обеспечивающих полную их экологическую безопасность.

Установка заземлённых тросов под проводами линий является простным конструктивным способом ограничения Е поля под линиями. Внедрение элегазовых распределительных устройств значительно сокращает занимаемый площади под ПС. Список литературы 1. РУМ, ноябрь 1981 г., М.: Сельэнергопроект. С.: Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов.

М.: Агропромиздат, 1985 г. Солдаткина Л. Электрические сети и системы. М.: Энергия, 1978 г. Курсовое и дипломное проектирование. М.: Агропромиздат, 1990 г.

А., Лещинская Т. Б., Сукманов В.

Электроснабжение сельского хозяйства. М.: Колос, 2000 г. Н., Крючков И. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования.

М.: Энергоатомиздат, 1989 г. С., Лещинская Т. Электроснабжение населенного пункта. Методические рекомендации по курсовому и дипломному проектированию. М.: МГАУ им.

Горячкина, 1999 г. И., Лещинская Т. Дипломное проектирование. Методические рекомендации по электроснабжению сельского хозяйства.

М.: МГАУ им. Горячкина, 1998 г. А., Франгулян В. Справочник по проектированию электросетей в сельской местности.

М.: Энергия, 1980 г. РУМ, сентябрь 1986 г., М.: Сельэнергопроект. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. М.: Энергия, 1970 г. РУМ, ноябрь1976 г., М.: Сельэнергопроект. Применение электрической энергии в сельскохозяйственном производстве. М.: Колос, 1974г.

Экономическая оценка энергетики АПК. М.: ИКФ «ЭКМОС», 2002 г. Прусс В.Л., Тисленко В.В.

Повышение надежности сельских электрических сетей. Л.: Энергоатомиздат, 1989 г. Методические указания по выполнению курсовой работы по курсу «Электрические сети». М.: МГАУ им.

Дипломная Работа Трансформаторная Подстанция

Горячкина, 1991 г. С., Луковников А. В., Тургиев А. Безопасность жизнедеятельности в сельскохозяйственном производстве. М.: КолосС, 2002 г.

. Дипломная работа: Проектирование электроснабжения здания и трансформаторной подстанции: Содержание 1.

Характеристика потребителей 3. Расчет электрических нагрузок 4. Выбор питающих напряжений 5. Выбор мощности и числа питающих трансформаторов 6. Выбор схемы электроснабжения 7. Расчет токов короткого замыкания 8.

Релейная защита и автоматика 9. Выбор и расчет токоведущих частей 9.1 Выбор питающих кабельных линий 9.2 Выбор Кабельных линий (от ТП 6/0.4 до ВРУ) 10. Выбор электрооборудования выше 1000 в 10.1 Технические данные камер КСО-299 10.2 Выбор высоковольтной аппаратуры 11. Выбор электрооборудования и аппаратов ниже 1000 В 11.1 Техническая характеристика щитов 11.2 Выбор автоматического выключателя на низком напряжении 11.3 Выбор предохранителей 12. Электрическое освещение 12.1 Проектирование и расчет искусственного освещения 12.2 Выбор нормируемых параметров 12.3 Выбор системы освещения 12.4 Выбор типов источников света и светильников и мест их размещения 12.5 Расчет осветительной установки 13. Расчет заземления 14. Молниезащита 15.

Экономическая часть 15.1 Расчет расхода электроэнергии и стоимости электроэнергии 15.2 Расчет затрат на приобретение и монтаж электрооборудования 16. Охрана труда и экология 16.1 Раздел 1 16.2 Раздел 2 16.3 Экология Заключение Литература 1. Введение В настоящее время на проектировании подстанций занято огромное количество инженерно-технических работников, накопивших значительный опыт. Однако в бурный прогресс в технике и, в частности, в энергетике выдвигают все новые проблемы и вопросы, которые должны учитываться при проектировании и сооружении современных сетевых объектов.

Главная схема электрических соединений подстанции является тем основным элементом, который определяет все свойства, особенности и техническую характеристику подстанции в целом. При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования и аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме, а также принципиальное решение вопросов защиты, степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции. Последние вопросы в свою очередь оказывают непосредственное влияние на наличие или отсутствие эксплуатационного и ремонтного персонала на подстанции. При проектировании ТП решены следующие вопросы, являющиеся исходными для выполнения проекта подстанции: 1.

Назначение и роль подстанции. Схема присоединения к системе. Число отходящих линий, их назначение и режимы работы. Уровни напряжения на шинах подстанции. Мощность и токи короткого замыкания на сторонах ВН и Н Н. Ожидаемые величины кратностей внутренних перенапряжений, требования к координации изоляции, требования к выключателям и характеристикам защитных разрядников. Режим заземления нейтралей трансформаторов.

Требования к схеме подстанции, вытекающие из расчетов электродинамической устойчивости. Надежность уже выбранной главной схемы электрических соединений определяется надежностью ее составляющих элементов, в число которых входят силовые трансформаторы, отделители, разъединители, короткозамыкатели, сборные шины, выключатели, а также линии электропередачи. Данный дипломный проект отражает процесс проектирования электроснабжения Бизнес Центра, выбор и расчет оборудования расположенного во встроенной трансформаторной подстанции здания Бизнес-центра. В ходе проектирования затрагиваются все аспекты проектирования электроснабжения необходимые для нормального функционирования Центра при номинальных и послеаварийных режимах, спроектировано необходимое заземление. При проектировании того или иного оборудования необходимо рассматривать несколько вариантов, и при обосновании выбора нужно проводить технико-экономические расчеты всех вариантов, чтобы затраты на проект были минимальны. Исходный данные для проектирования были получены путем практического подсчета мощности потребителей.

Основные показатели проектируемого здания указаны в таблице №1. Основные показатели. № Показатель Значение 1 Напряжение, которое подается Бизнес-центру. 6 кВ 2 Напряжение, на котором осуществляется электроснабжение потребителей. 0,4 кВ 3 Мощность, потребляемая Бизнес-центром.

886,7 кВА 8 Количество трансформаторов 2 шт 9 Мощность трансформаторов 1000 кВА 10 Камеры в распределительном устройстве 6 кВ КСО-299 11 Годовое число часов использования нагрузи 3000 часов 12 Схема электроснабжения Радиальная 2. Характеристика потребителей Целью дипломного проекта является проектирование электроснабжения 17 эт. Здания Бизнес Центра. Приемники электрической энергии делят на: -приемники трехфазного тока, напряжением выше 1 кВ с частотой 50 Гц; -приемники трехфазного тока, напряжением до 1 кВ с частотой 50 Гц; -приемники однофазного тока, напряжением до 1 кВ с частотой 50 Гц; -приемники, работающие с частотой отличной от 50 Гц.

Электроснабжение Бизнес-центра ведется на переменном токе с частотой 50 Гц. Также приемники могут быть разделены на группы по сходству режимов работы, т.е.

По сходству графиков нагрузки. Это позволяет более точно находить среднюю и расчетную нагрузку узла системы электроснабжения, к которому присоединены группы различных по режиму работы приемников. Различают три характерные группы электроприёмников: 1) приемники, работающие в режиме с продолжительной неизменной или мало меняющейся нагрузкой; 2) приемники, работающие в режиме кратковременной нагрузки; 3) приемники, работающие в режиме с повторно-кратковременной нагрузкой. Кроме того, электроприемники подразделяются по категориям электроснабжения. Существуют следующие категории электроприемников: I категория – перерыв в снабжении которых может привести к опасности для жизни людей, поломку дорогостоящего оборудования.

II категория – перерыв в работе которых может привести к массовому недовыпуску продукции, простою механизмов и рабочих. III категория – прочие.

Расчет электрических нагрузок Первым этапом проектирования любой системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. Значения электрических нагрузок определяют выбор всех элементов и технико-экономические показатели проектируемой системы электроснабжения. Потребители обычно работают не одновременно и не все на полную мощность, поэтому фактически нагрузка энергосистемы всегда меньше суммы индивидуальных мощностей потребителей. Для определения электрических нагрузок в зависимости от стадии проектирования и места расположения расчетного узла в схеме электроснабжения применяют методы упрощенные и более точные. Определяют установившиеся мощности:. Вычисляют средние активные и реактивные мощности за наиболее загруженную смену:, где - коэффициент использования электрооборудования (из справочников), - коэффициент реактивной мощности (из справочников).

Полная мощность, потребляемая зданием:. Расчетные величины нагрузок. № Наименование Категория Рр кВт Cosφ/tgφ Q, кВАр 1 Магистраль М1 2 105 0,95/0,33 34,65 2 Магистраль М2 2 105 0,95/0,33 34,65 3 Магистраль М5 2 105 0,95/0,33 34,65 4 Щит распр. ЩР-1 2 71 0,95/0,33 23,5 5 Щит ЩОА 2 12 0,93/0,39 4,7 6 Щит 1Л 1 9 0,93/0,39 2,9 7 Щит 3Л 1 9 0,93/0,39 2,9 8 ИТП-1 2 8 0,93/0,39 3,1 S 446.8 кВА 424 0,94/0,36 141,05 9 Магистраль М2 2 105 0,95/0,33 34,65 10 Магистраль М4 2 105 0,95/0,33 34,65 11 Магистраль М6 2 105 0,95/0,33 34,65 12 Щит распр.ЩР-2 2 73 0,93/0,39 28,47 13 Щит.

ЩДУ 2 2 0,91/0,45 1,7 14 Щит 2Л 1 9 0,93/0,39 2,9 15 Щит 4Л 1 9 0,93/0,39 2,9 16 ИТП-2 2 8 0,93/0,39 3,1 S 439.9 кВА 416 0,935/0,375 143,02 Итого 886.7 кВА 840 0,937/0,36 284 =886.7 кВА 4. Выбор питающих напряжений Выбор питающих напряжений и напряжений распределительных сетей зависит от мощности потребляемой зданием, его удаленности от источника питания, напряжения источника питания, количества и единичной мощности электроприемников. Электроснабжение проектируемого Бизнес-центра осуществляется от двух подстанций: ПС-127 и ПС-29 с напряжением на высокой стороне – 110 кВ, на низкой – 6 кВ, от них идут две линии до РУ-6 кВ. Далее от РУ-6 кВ идут кабели к трансформаторам, где напряжение понижается до 380(220)В. Значение первичного напряжения (6 кВ) существенное не влияет на экономические показатели.

Более важным является вопрос выбора напряжения, на котором производится трансформация. Так как большинство потребителей работают на напряжении 380 В (220 В), то обоснование выбора этих напряжений отпадает само собой. Выбор мощности и числа питающих трансформаторов Мощность трансформаторов в нормальных условиях должна обеспечивать питание всех приемников электроэнергии потребителя. Мощность трансформаторов выбирают с учетом экономически целесообразного режима работы и соответствующего обеспечения резервирования питания потребителей при отключении одного трансформатора и тго, что нагрузка трансформаторов в нормальных условиях не должна (по нагреву) вызывать сокращение естественного срока его службы.

Основными требованиями при выборе числа трансформаторов является надежность электроснабжения потребителей (учет категории приемников электроэнергии в отношении требуемой надежности), а также минимум затрат на трансформаторы с учетом динамики роста электрических нагрузок. Для выбора числа и мощности трансформаторов необходимо определить значение коэффициента загрузки и количество трансформаторов устанавливаемых на каждой подстанции. Так как представлены потребители I и II категории, то, а число трансформаторов не менее двух. Выбор мощности трансформатора производится по формуле:, где n – число трансформаторов на подстанции (n=2), S – мощность данной подстанции, - коэффициент загрузки.

Полная мощность:. Предварительно: Производим технико-экономическое сравнение вариантов (таблица №3) I вариант – 2 трансформаторов мощностью 1000 кВА, II вариант –2 трансформаторов мощностью 630 кВА. Технико-экономическое сравнение вариантов.

Вариант I Вариант II Капитальные затраты на трансформаторы, которые включают в себя стоимость трансформаторов и затраты на строительно-монтажные работы., где n – количество трансформаторов, С тр– стоимость оборудования (средняя), С ст.мр.–строительно-монтажных работ (ФЕРм-2006). С тр=130 т.р. И С ст.мр.=5 т.р. К = 2612 т.р.

С тр=100 т.р. И С ст.мр.=5 т.р. К = 2010 т.р.

Стоимость амортизационных отчислений при проценте амортизации α=6,3%. С а= 164 т.р.

С а= 126,3 т.р. Потери электроэнергии, где Т т– максимальное годовое число часов использования максимальной нагрузки, Т т= 3000 часов. КВт ч ΔW = 37 кВт ч Стоимость потерь электроэнергии где С 0= 1,24 руб/кВт ч – стоимость потерь электроэнергии. С э/э= 200 т.р. С э/э= 168 т.р.

Для определения потерь электроэнергии находят потери в трансформаторах (таблица №4): Общие суммарные потери на трансформаторе: Таблица №4. Технические данные трансформаторов. Вариант Тип Iх,% Uк,% ΔРхх кВт ΔРкз кВт ВН НН I ТС 1000 1,5 8,0 2,15 8,4 6 0,4 II ТС 630 2,0 5,5 1,65 5,73 6 0,4 (Данные взяты из «ИнформЭлектро» 03.20.01-98). Как видно из расчетов, капитальные затраты и эксплуатационные расходы имеют различия, оценив варианты и учитывая технические показатели и возможности трансформаторов по перегрузкам выбираем вариант №1.

Выбор схемы электроснабжения Электроснабжение Бизнес-центра осуществляется от двух- трансформаторной подстанции 6/0,4кВ с мощностью трансформаторов 1000 кВА. При выборе схемы электроснабжения главной задачей является выбор между радиальной и магистральной схемами, также есть вариант применения смешанных схем. Схема радиального питания трансформаторов широко применяется в базовых отраслях промышленности (с глухим присоединением). Радиальная схема надежнее, чем магистральная, и поэтому чаще применяется для электроснабжения потребителей I и II категории. В Бизнес-центре установлены потребители I и II категории, следовательно, при любой аварии все они должны быть резервно запитаны по другим линиям, трансформаторам.

Магистральная схема отличается меньшей надежностью электроснабжения и большим числом отключенных потребителей (что в некоторых случаях недопустимо), но она экономичнее за счет меньшего количества используемых ячеек и меньшей длины кабельных линий. Также не рекомендуется присоединять к одной магистрали более трех трансформаторов (по 1000 кВА). Магистральные схемы в основном применяются для трансформаторов небольшой мощности. Электроснабжение ТП 6/0.4 осуществляется по двум кабельным линиям (КЛ) от ПС-127 и ПС-29, длина КЛ менее 3 км, значит необходимости устанавливать вводной выключатель, нет. С другой стороны ПС-127 и ПС-29 находятся в ведении другой эксплуатирующей организации, что требует установку коммутационной аппаратуры. Следующий фактор необходимости установки аппаратуры – создание видимого разрыва (при осмотрах и ремонтных работах).Схема электроснабжения представлена на рисунке №1.

Схема электроснабжения Бизнес-центра. Расчет токов короткого замыкания Для электроустановок характерны четыре режима: нормальный, аварийный, послеаварийный и ремонтный, причем аварийный режим является кратковременным, а остальные – продолжительными режимами. Электрооборудование выбирается по параметрам продолжительных режимов, и проверяются по параметрам кратковременных режимов, определяющим из которых является режим короткого замыкания. Коротким замыканием называется всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы, электрическое соединение различных точек электроустановок системы электроснабжения между собой или с землей. Причинами КЗ являются: обрыв, схлестывание проводов; механические повреждения изоляции (перенапряжение, старение изоляции); пробой изоляции; удар молнии в ЛЭП (ВЛ, КЛ). Вследствие КЗ в цепях возникают опасные для элементов сети токи, приводящие к их повреждению.

Поэтому для обеспечения надежной работы электрической сети, электрооборудования, устройств релейной защиты производится расчет токов КЗ. Расчетные условия для короткого замыкания выбираются наиболее тяжелые, но достаточно вероятные.

Различают следующие виды КЗ: - однофазное, - двухфазное, - трехфазное, - двухфазное на землю, - двухфазное с одновременным замыканием, обрывом Вид и точка КЗ определяются необходимостью расчета. Расчетная точка КЗ находится в непосредственной близости от рассматриваемого элемента с учетом наиболее тяжелых условий в данном режиме КЗ.

Дипломная Работа На Тему Трансформаторные Подстанции

Расчетным видом КЗ для выбора или проверки параметров электрооборудования принято трехфазное КЗ. Для расчетов токов КЗ необходимо составить расчетную схему замещения, в которой все элементы заменены сопротивлениями, а магнитные связи – электрическими (рисунок №2). Расчет токов КЗ выполняем в именованных единицах. В данных указаны токи КЗ на подстанциях №№ 27, 129: - точка К1: I no=10 кА, - точка К1,1: I no=8 кА. Данные токи приведены, для того чтобы можно было определить сопротивление системы: - до точки К1:, - до точки К1,1:.

Электроснабжение Бизнес-центра производится от двух независимых подстанций, поэтому для нахождения токов КЗ вначале предполагается, что предприятие подключено только к ПС-127, затем - только к ПС-29. Схема замещения Сопротивления элементов схемы замещения. Сопротивление КЛ до ТП:, где l- длина КЛ, км. от ПС-127: l=1.3 км, - от ПС-29: l=0.04 км, Сопротивление КЛ:, где l=0,4- длина КЛ, км. Сопротивление трансформатора:, Полное сопротивление всех элементов (до точки КЗ):. Начальное значение периодической составляющей тока КЗ:. Ударный ток КЗ:, где К у– ударный коэффициент., где T a– постоянная затухания времени в цепи КЗ.

Ударный ток КЗ (действующее значение):, где q – коэффициент действующего значения ударного тока. Все полученные значения по токам КЗ заносятся в таблицу №5.

Точка КЗ К1 К2 К3 № ПС 1 2 1 2 1 2 Z, мОм 514 466 960 970 1300 1280 I по, кА 7,2 7,95 23,8 24,3 18,1 18,4 i уд, кА 17,36 15,7 44 45,5 31,67 33,75 К у 1,24 1,4 1,49 1,5 1,25 1,31 I у, кА 10,6 9,2 29,04 29,6 19,2 20,1 q 1,06 1,15 1,22 1,22 1,06 1,09 Из таблицы №5 видно, что наибольшие значения токов КЗ при электроснабжении от ПС-29, поэтому именно эти значения токов будут использоваться в дальнейших расчетах. Защита 1 - трансформаторов ТС-1000-6/0,4 кВ Основными видами повреждений в трансформаторах (автотрансформаторах) являются: замыкания между фазами в обмотках и на их выводах; замыкания в обмотках между витками одной фазы (витковые замыкания); замыкания на землю обмоток или их наружных выводов. В соответствии с этим, согласно ПУЭ, на трансформаторах (≥ 6 кВ) должны предусматриваться устройства релейной защиты, действующие при: повреждениях внутри баков маслонаполненных трансформаторов; многофазных КЗ в обмотках и на их выводах; витковых замыканиях в обмотках трансформаторов; внешних КЗ; перегрузках (если они возможны); понижениях уровня масла в маслонаполненных трансформаторах; Для трансформаторов малой и средней мощности (сюда относится и наш защищаемый трансформатор) хорошую защиту можно обеспечить применением мгновенной токовой отсечки в сочетании с максимальной защитой. Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений предусматриваем токовую отсечку без выдержки времени, устанавливаемую со стороны питания и охватывающую часть обмотки трансформатора.

Произведем расчет токов срабатывания максимальной защиты. Из расчетов токов КЗ следует: I (3) к1 min= 7200 (А) и ток КЗ на стороне 0,4 кВ приведенного к напряжению 6 кВ I (3) к2 min пр.= 238000,4/6,3 = 1511 (А). Рассчитаем коэффициент самозапуска нагрузки: к сзп где I сзп— ток самозапуска нагрузки, А; I р.макс.— максимальный рабочий ток, А, за I р.макс.с учетом «аварийного» отключения второго трансформатора принимаем расчетный суммарный ток двух секций 0,4 кВ. I р.макс.= 86,7 (А) I сзп где Х э— эквивалентное сопротивление, Ом, Х э= Х с+ Х кл+ Х тр+ Х нагр.(сопротивления приведены к 6,3 кВ) (Ом) Х э= 0,463 + 0,095 + 1,93 + 29,36 = 31,848 (Ом) (А) Для работы защиты выбираем схему неполной звезды с двумя трансформаторами тока (первый вариант) и с тремя трансформаторами тока (второй вариант). Следовательно, ток срабатывания защиты на стороне 6 кВ будет равен: (А) где к н=1,1-1,2 — коэффициент надежности срабатывания реле РТ-85; к в= 0,8-0,85 — коэффициент возврата реле РТ-85.

Ток срабатывания реле максимальной защиты: (А) где n т= 400/5 — коэффициент трансформации трансформатора тока; к сх= 1 — коэффициент схемы полной звезды; Принимаем ток срабатывания реле РТ-85 I с.р.= 2 (А), тогда: (А) Проверим чувствительность максимальной защиты трансформатора: 1) при двухфазном КЗ за трансформатором расчетный ток в реле: (А) (I вариант) ≥ 1,5 (т.к. Основная защита) и, следовательно, схема неполной звезды с двумя реле подходит. (А) (II вариант) ≥ 1,5 и, следовательно, схема полной звезды с тремя реле подходит. 2) при однофазном КЗ на стороне 0,4 кВ за трансформатором ток I (1) к≈ I (3) к (А) Токовую отсечку выполняем на том же реле РТ-85. Тогда ток срабатывания отсечки: I с.о.≥ к н I (3) к.макс.= 1,6 1511 = 2417 ≈ 2480 (А) где к н= 1,6 — коэффициент надежности для реле РТ-85. Но также токовая отсечка предназначена для быстрого отключения всех КЗ:.

Где U с.мин.=6000 — междуфазное напряжение питающей системы в минимальном режиме ее работы, В; z с.мин.— сопротивление системы в минимальном режиме до места установки отсечки, Ом; к н=1,1-1,2 — коэффициент надежности; к 0— коэффициент, учитывающий зависимость остаточного напряжения ( ) в месте установки отсечки от удаленности трехфазного КЗ. (Ом) (А) Условие выполняется. Коэффициент чувствительности в месте установки равен: Проведем расчетную проверку трансформаторов тока типа ТЛК-10-400/5-У4 с n т=400/5, проверку чувствительности реле защиты и ЭО после дешунтирования, проверку допустимости применения реле РТ-85 по максимальному значению тока КЗ. 1) Проверка на 10% погрешность производится при токе срабатывания отсечки (2480 А):.

Значению соответствует сопротивление Z н.доп.= 3,25 Ом. В режиме дешунтирования сопротивление: Z н.расч.= 2 r пр.+ z р+ r пер., где r пр.— сопротивление соединительных проводов (Cu) при длине 10 м и сечении 4 мм 2, z р— сопротивление реле РТ-85, r пер.— сопротивление переходное контактов, принимаем равным 0,1 Ом. (Ом) (Ом) Z н.расч.= 2 0,05 + 2,5 + 0,1 = 2,7 (Ом) 3,25 (Ом), погрешность трансформатора тока в режиме после дешунтирования ЭО превышает 10%. Определим действительную токовую погрешность при токе надежного срабатывания токовой отсечки. При Z н.расч.= 2,7 (Ом) и значение к 10 доп= 7,5, коэффициент равен: Токовая погрешность трансформатора тока f=50%.

Однако с учетом низкого коэффициента возврата электромагнитного реле РТ-85 (0,8-0,85) чувствительность защиты после дешунтирования ЭО не снижается и возврата реле не произойдет: 3) Произведем проверку чувствительности ЭО: При токе надежного срабатывания ЭО 1,45 =7 (А) предельная кратность к 10= 1,4, чему соответствует Z н.доп.= 7 (Ом), т.е. Значительно больше чем Z н.расч.=3,125 (Ом). Следовательно, ε.