Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Проект релейной защиты и автоматики - файл Электрическая часть.docx


Загрузка...
Проект релейной защиты и автоматики
скачать (5437.9 kb.)

Доступные файлы (15):

Thumbs.db
Задание.docx109kb.05.05.2010 23:19скачать
монтажная схема.jpg447kb.08.06.2010 02:51скачать
монтажная схема.vsd
Оборуд. ПС 110-35-10.jpg1399kb.19.05.2010 01:45скачать
Оборуд. ПС 110-35-10.vsd
Релейная часть.docx97kb.19.05.2010 02:50скачать
РЗ 110 - 35 - 10.jpg595kb.31.05.2010 17:40скачать
РЗ 110 - 35 - 10.vsd
РЗ кабельной линии.jpg556kb.31.05.2010 17:38скачать
РЗ кабельной линии.vsd
экономика таблица.jpg348kb.06.06.2010 16:12скачать
экономика таблица.vsd
Экономическая часть.doc149kb.03.06.2010 17:38скачать
Электрическая часть.docx174kb.08.06.2010 14:22скачать

Электрическая часть.docx

Реклама MarketGid:
Загрузка...
1 Электрическая часть

1.1 Подстанция является потребительской с тремя уровнями напряжения 110 кВ ,35 кВ и 10 кВ. Число трансформаторов на устанавливаемой ПС , принимается как правило два. При питании потребителей от обмотки низкого напряжения трёх обмоточных трансформаторов с РПН для обеспечения независимого регулирования напряжения при наличии технико экономического обоснования может предусматриваться установка линейных регулировочных трансформаторов на одной из сторон трансформатора .

На стороне низкого напряжения 10и 35 кВ предусматривается раздельная работа трансформаторов.

При необходимости ограничения токов к.з. на стороне 10 кВ предусматривается следующие основные мероприятия:

а) применение трёх обмоточных трансформаторов с максимальным сопротивлением между ВН и НН.

б) применение токоограничивающих реакторов в цепях вводов трансформаторов, причём отходящие линии выполняются как правило не реакированными.

Данная подстанция имеет три напряжения 110, 35 и 10 кВ.На напряжение 110кВ согласно норм технологического проектирования на подстанциях применяют схему с одной рабочей и обходной системами шин. Одним из важнейших требований к этой схеме является создание условий для ревизий и опробовании выключателей без перерыва работы. Этим требованиям и отвечает схема с обходной системой шин. В нормальном режиме обходная система шин АО находится без напряжения, разъединителя QSQ, соединяющие линии и трансформаторы с обходной системами шин, отключены. В схеме предусмотрен обходной выключатель QO, который может быть присоединён к любой секции с помощью развилки из двух разъединителей. Секции в этом случае расположены параллельно друг другу. Выключатель QO может заменить любой другой выключатель.

В рассмотренной схеме ремонт секции связан с отключением всех линий, присоединённых к данной секции, и одного трансформатора, поэтому такие схемы можно применять при парных линиях или линиях, резервируемых от других подстанций, а также радикальных, но не более одной на секцию.



На напряжение 35кВ применяется схема с одной секционированной системой шин. Данная схема проста и наглядна. Источники питания и линии присоединяются к сборным шинам с помощью выключателей и разъединителей. На каждую цепь необходим выключатель, который служит для отключения и включения этой цепи в нормальных и аварийных режимах. Если выключатель Q1 выводится в ремонт, то после его отключения отключают разъединители: сначала линейный QS1, а затем шинный QS2. Основным достоинством данной схемы являются простота, наглядность, экономичность, достаточно высокая надёжность. При коротком замыкании на шинах в точке К1 отключаются выключатели QB1,Q6,Q3 и автоматически включается QB2. При отключении одного источника нагрузку принимает оставшийся в работе источник питания. Однако схема обладает и рядом недостатков. При повреждении и дальнейшем ремонте одной секции ответственные потребители, нормально питающиеся с обеих секций, остаются без резерва. А потребители не резервированные по цепи, отключаются на всё время ремонта.

На напряжение 10кВ на данной подстанции применяется схема с одной секционированной системой шин. Схема сохраняет все достоинства схем с одиночной системой шин; кроме того, авария на сборных шинах приводит к отключению только одного источника и половины потребителей; вторая секция и все присоединения к ней остаются в работе. Достоинствами схемы являются простота, наглядность, экономичность, достаточно высокая надёжность. Однако схема обладает и рядом недостатков. При повреждении и последующем ремонте одной секции ответственные потребители, нормально питающиеся с обеих секций, остаются без резерва, а потребители, нерезервированные по сети, отключаются на всё время ремонта. В этом же режиме источник питания, подключённый к ремонтируемой секции, отключается на всё время ремонта.



1.2 Расчёт нагрузок и перетоков мощности

Расчёт нагрузок производится с учётом данных задания.

1.2.1Мощность потребителей питающихся от РУ 35 кВ.

Активная мощность: Р35Чвл = Р35 *n

35 * К0ДН = 7 * 4 *1 = 28 МВт

Реактивная мощность: Q35Чвл = Р35Чвл *tg φ35 = 28 * 0,619 = 17,332 МВАР,

где , tgφ35 =0,619 , т.к. cosφ35 =0,85 по заданию.

Полная мощность: S35Чвл = √(Р35Чвл)2 + (Q35Чвл)2 = √(28)2+(17,332)2 = 32,93 MBA

1.2.2 Мощность потребителей, питающихся от РУ 10 кВ

Активная мощность: Р10ЧКЛ = Р10 *n

10 * К0ДН = 1,5 * 12 *1 = 18 МВт

Реактивная мощность: Q10ЧКЛ = P10ЧВЛ * tgφ 10 = 18* 0,619 = 11,142МВАР,

где , tgφ10 =0,619 , т.к. cosφ10 =0,85 по заданию.

Полная мощность: S10

ЧКЛ =√( Р10ЧКЛ)2 + (Q10ЧКЛ)2 = √(18)2+(11,142)2 = 21,17 MBA

Величина нагрузок на шинах Р.У. НН и СН соответствует мощности проходящей по обмоткам трансформаторов связи низкого и среднего напряжения.

1.2.3 Мощность проходящая по обмоткам ВН трансформаторов

SВН

= SСН + SНН = √ (28 + j17,332)2 + ( 18 + j11,142)2 = √(46)2 + (28,474)2 = 54,1 МВА

Результаты расчёта на рисунке1. С Т3

46 + j28,474 = 54,1 Т2 Т4

18 + j11,142 = 21,17 Т1

28 + j17,332 = 32,93



Рисунок 1

В качестве после аварийного режима принят режим отключения одного трансформатора. Данный режим учитывается при выборе мощности трансформатора , т.е. его перегрузочная способность,КПЕР =1,4.

1.3.Выбор трансформаторов

Выбор трансформаторов производится с учётом данных задания и результатов расчёта перетоков мощности. Для правильного выбора трансформаторов необходимо учитывать их местонахождение в схеме, т.е. будет трансформатор блочным или трансформатор связи.

1.3.1. Выбор трансформаторов Т3,Т4

Условия выбора трансформаторов по напряжению и мощности:

UТНОМ ≥ UУСТ ; SТНОМ ≥ SТРАСЧ ,UТ ВН = 110 кВ, UTHН = 10 кВ S = 25 МВА по заданию. С учётом данных выбраны трансформаторы типа: ТРДН – 25000 /110, данные которых приведены в таблице1

1.3.2. Выбор трансформаторов Т1и Т2.

Данные трансформаторы являются трансформаторами связи трёх обмоточными, т.к. они расположены между распределительными устройствами трёх напряжений и должны иметь устройство РПН.

Трансформаторы Т1 иТ2 работают параллельно, а поэтому при отключении одного из них возможна перегрузка другого ,т.к. связь между распределительными устройствами нарушаться не должна.

ST РАСЧ = (SНАИБ.ПРОХ. / КПЕР.) * КРАЗВ. = (54,1 / 1,4 ) *1 = 38,64, где

SНАИБ.ПРОХ. = 54,1 – наибольшая проходящая мощность по обмотке ВН.

КРАЗВ. = 1 – коэффициент развития, т.к. нагрузка задана с учётом развития.



Выбирается трансформаторы типа ТДТН – 40000/110. Данные трансформаторов приведены в таблице1. Загрузка выбранных трансформаторов в режиме отключения одного из них будет определяться по выражению : КЗ = SНАИБ.ПРОХ. / (n -1) * STНОМ. * 100% = 54,1 / (2 – 1) * 40 * 100% = 135,25 %

1.3.3 Выбор трансформаторов собственных нужд.

SРАСЧ С.Н. = (0,3 / 100) * SНОМ. Т. = (0,3 / 100) * 40000 = 120 КВА

Выбран трансформатор типа ТМ 160/10.

Таблица 1. Выбор трансформаторов

Тип


SНОМ,

МВА

U ном, KB

Потери, КВт

Uк,%

Iхх,

%




ВН

СН

НН

∆РХ

∆РК

ВН


ВС

СН
















В-Н

В-С

с-н









Примечание

1

2

3

4

i

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

ТДТН – 40000/110

40

115

38,5

11

39

200







10,5

17,5

6,5

0,6

Т1;Т2

ТРДН – 25000/110

25

115



10,5


25


120






10,5






0,65


Т3;Т4


ТМ – 160/10


0,160


10




0,4


0,56


2,65






4,5








Т5;Т6






1.4.Расчёт токов короткого замыкания.

Расчёт котов короткого замыкания производится для выбора аппаратов, проводников и для проверки термической и динамической стойкости для определения параметров срабатывания и согласования действия релейной защиты.

1.4.1 Расчётная схема

С SC = 1500 МВА; Х*1= Х* = 1; Х*0 = 1,6

110кВ

W1 W|1 37 км W2= 22 км ПС2

37км Т3

110 кВ W3= 18км 2* 25МВА U%K = 10,5

К1 Т2 35кВ Т4

ПС 110/35/10 Т1

4W * 7 МВт,

Сosφ = 0,85

10кВ

12 KW * 1,5 МВт, Сosφ = 0,85

Рисунок 2.

1.4.2Расчёт сопротивлений.

С: Х1 = Х*1 * U2Б /SНОМ С = 1* 1152 / 1500 = 8,82 Ом

W1(W|1): Х2 = ХУД * L * U2Б / U2СР = 0,4 * 37 * 1152/ 1152 = 14,8 Ом

Х3 = Х2= 14,8 Ом

W2 : Х4 = 0,4 * 22 * 1152/ 1152 = 8,8 Ом

W3 : Х5 = 0,4 * 18 *1152/ 1152 = 7,2 Ом

Где ХУД = 0,4 Ом /км – удельное сопротивление линии.



Т3(Т4): Х6 = U%K / 100 * U2Б / SНОМ = 10,5 /100 * 1152 / 25 = 55,55 Ом

Х7 = Х6 = 55,55 Ом

Т1(Т2): Х8 = U%KВ / 100 * U2Б / SНОМ = 10,75 / 100 * 1152 /40 = 35,54 Ом

где U%KВ = 0,5 * (U%КВН + U%КВС - U%KСН) = 0,5 * ( 17,5 + 10,5 – 6,5 ) = 10 ,75 %

Х89 = 35,54 Ом

Х10 = U%KС / 100 * U2Б / SНОМ = - 0,25 / 100 * 1152 / 40 = 0 Ом

где U%KС = 0,5 * (U%КВС + U%КСН - U%KВН) = 0,5 * (10,5 + 6,5 – 17,5) = -0 ,25 % Х1011 = 0

Х12 = U%KН / 100 * U2Б / SНОМ = 6,75 / 100 * 1152 / 40 = 22,23 Ом

где U%KН= 0,5 * (U%КВН + U%КСН - U%KВС) =0,5 * (17,5 + 6,5 – 10,5) = 6,75 %

Х1312 = 22,32 Ом

1.4.3 Схема замещения и дальнейшие преобразования

Преобразование схемы для определения токов трёх фазного короткого замыкания в точке К1. При преобразовании схемы некоторые сопротивления можно не учитывать, т. к. они не повлияют на величину тока. В данном случае можно не учитывать следующие сопротивления Х6, Х7, Х8, Х9, Х10, Х11, Х12, Х13. Преобразования схемы на рисунках 3 – 5

С 1/8,82

4/8,8 6/55,55

2/14,8 3/14,8 5/7,2

8/35,54 К1 9/35,54 7/55,55

10/0 11/0

12/22,32 13/22,32

Рисунок 3



Рисунок 2.

1/8,82 4/8,8

С 3/14,8 5/7,2

2/14,8 К1

Рмсунок 4

Х14 = Х2 * Х3 / Х2 + Х3 = 14,8 * 14,8 / 14,8 + 14,8 = 7,4 Ом

Х15 = Х4 + Х5 = 8,8 + 7,2 = 16 Ом

Х16 = Х15 * Х14 / Х15 + Х14 = 16* 7,4 / 16 + 7,4 =118,4 /23,4 = 5,06 Ом

Х17 = Х16 + Х1 = 5,06 + 8,82 =13,88 Ом

С К1

17/13,88 Рисунок 5

Результирующее сопротивление для точки к.з. К1 равно 13,88 Ом.

Таблица2.Определение составляющих тока короткого замыкания в точке К1:

№п/п

Расчётные формулы

Ед. изм.

Ветвь значения

С1

Примеч.

1

2

3

4

5

1

ХРЕЗ ВЕТВИ

Ом

13,88

2

Е»*

О.е.

1

3

IбПО = Е»* * Uб / √3 * *ХРЕЗ ВЕТВИ

кА

1*115/ √3 * 13,88 = 4,784

4

IдействПО = IбПО *Uб/ UСР.К

кА

4,784 * 115/115 = 4,784

5

КУ

О.е.

1,7

6

Та

С

0,03



1

2

3

4

5

7

iУ =√2 * IдействПО * КУ

√2 * 4,784 * 1,7 = 11,5

8

τ = 0,01 + tСВ. ОТКЛ.

С

t = 0,01 +0,03

9

iat =√2 * IдействПО * e-t/Ta

кА

√2* 4,784 * е-0,045/0,03

10

ТОТКЛ. = tР.З. + tОВ

С

0,2

11

ВК =I2ПО * (tоткл + Tа)

кА2

(4,784)2 * ( 0,2 + 0,03) = 5,264

1.4.4. Расчёт токов нулевой последовательности

Расчёт токов одно фазного короткого замыкания проводится в точке К1, так как в этой точке имеют место прохождение токов нулевой последовательности.

Для определения токов однофазного короткого замыкания необходимо иметь схемы прямой, обратной и нулевой последовательностей чередования фаз.

1.4.4.1Схема замещения прямой последовательности: ХРЕЗ = 13,88 Ом

U1 E1

Рисунок 6

1.4.4.2. Схема замещения обратной последовательности.

Схема замещения обратной последовательности аналогична схеме замещения прямой последовательности, так как пути токов прямой и обратной последовательностей практически совпадают.

ХРЕЗ1 РЕЗ2 = 13,88 Ом К1 ХРЕЗ2 = 13,88 оМ

U2

Рисунок 7

1.4.4.3Схема замещения нулевой последовательности.

В схеме замещения нулевой последовательности присутствуют сопротивления тех элементов по которым возможно протекание токов нулевой последовательности.



18/14,11

6/55,55

19/29,6 20/29,6 21/17,6

8/35,54 К1 22/14,4

12/22,32

Рисунок 8

С: Х18 = Х* С 1 * U2б / SНОМ =1,6 * 1152 / 1500 = 14,11 Ом

W1 (W|2): Х19 = КЛЭП * Х2 = 2 * 14,8 = 29,6 Ом

Х20 = Х19 = 29,6 Ом

W2: Х21 = КЛЭП * Х4 = 2 * 8,8 = 17,6 Ом

W3: Х22 = КЛЭП * Х5 = 2 * 7,2 = 14,4 Ом

КЛЭП = 2, так как линии приняты одно цепными с грозозащитным тросом.

Х23 = Х8 + Х12 = 35,54 + 22,33 = 57,87 Ом

Х24 = Х19* Х20 / Х19 + Х20 = 29,6 * 29,6 /29,6 + 29,6 = 22,35 Ом

Х25 = Х21* Х22 / Х21 + Х22 = 17,6 * 14,4 / 17,6 + 14,4 = 253/ 32 = 7,92 Ом

Х26 = Х25 + Х6 = 7,92 + 55,55 = 63,47 Ом

18/14,11

24/2,35 26/63,47

23/57,87 Рисунок 9



Х27 = Х26 * Х18 / Х26 + Х18 = 63,47 * 14,11 / 62,47 + 14,11 = 895, 562/ 77,58 = 11,54 Ом

Х28 = Х27 + Х24 = 11,54 + 22,35 = 33,89 Ом

Х29 = Х28 * Х23 / Х28 + Х23 = 33,89 * 57,87 / 33,89 + 57,87 = 1961,2143 / 91,76 = 21,37 Ом

29/21,37

28/33,89 К1 23/57,87 К1

Рисунок 10 Рисунок 11

1.4.4.4.Определение тока одно фазного короткого замыкания.

Для определения однофазного короткого замыкания необходимо составить комплексную схему замещения: ХЭКВ = 49,13 Ом

К1(1)

ХРЕЗ1 ХРЕЗ2 ХРЕЗ0

Е Е

Рисунок 12: а) Комплексная схема б) Эквивалент комплексной схемы

ХЭКВ = ХРЕЗ1 + ХРЕЗ2 + ХРЕЗ0 = 13,88 + 13,88 + 21,37 = 49,13 Ом

ХРЕЗ1 , ХРЕЗ2 , ХРЕЗ0 – сопротивления прямой, обратной и нулевой последовательностей из расчётов.

Ток одно фазного короткого замыкания:

I(I) = m(n) * UБ / 3 * ХЭКВ = 3 * 115 / √3 * 49,13 = 345/ 85,1 = 4,05 кА

m(n) = 3 – индекс вида короткого замыкания.

1.5. Выбор токоведущих частей , аппаратов и изоляторов .

1.5.1Выбор токоведущей части в цепи РУ 110кВ.



В цепи РУ 110кВ согласно рекомендаций литературы{ } применяется провод марки АС.

Сечение провода выбирается по максимальному току ,а именно:

IMAX = 1,4* SНОМ Т / √3 * UНОМ ВН = 1,4 * 40000 / √3 *110 = 293,92 А.

Выбирается провод АC 120/19 с допустимым током IДОП =390 А и диаметром

d=15,2 мм.

Выбранный провод при данном напряжении проверяется по условию коронирования т.е. 1,07 * Е ≤ 0,9 *Е0.

Значение начальной критической напряжённости для выбранного провода:

Е0 = 30,3 *τ * ( 1 + 0,299 / √ r0 ) = 30,3 * 0,82 * ( 1+ 0,299/ √7,6 ) = 27,54 кВ/см , где r0 = 7,6 мм – радиус провода, т.к. d = 15,2 мм.

Напряжённость вокруг провода при рабочем напряжении:

Е = 0,354 * UРАБ / r0 * lg ДСР/r0 = 0,354 – 121 / 0,76 * lg 315 / 0,76 = 21,51кВ /мм ,

где ДСР = 1,26 * ДМФ = 1,26 * 250 = 315 см при горизонтальном расположении фаз.

Условия проверки 1,07 * Е ≤ 0,9 *Е0 выполнено, где 1,07 * Е = 1,07 * 21,51 = 23,02кВ/см;0,98 * Е0 = 0,9 27,54 = 24,79 кВ /см; т.к. 23,02 ≤ 24,79.

1.5.2.Выбор изоляторов в цепи РУ 110кВ

Выбирается изолятор типа ПС6 – А в количестве 8 шт.

1.5.3. Выбор трансформатора тока в цепи 110 кВ.

Таблица 3.

№п/п

Расчётные данные.

Каталожные данные. ТФЗМ – 110 У1

Примечание

ТВТ -110

1

2

3

4

1

UУСТ = 110 кВ

UНОМ = 110 кВ

UНОМ = 110 кВ

2

IMAX = 294 A

I1 НОМ = 600 А ( I2 НОМ = 5 А)

I



1

2

3

4

3

iУ = 11,5 кА

iУ = 126 кА

4

ВК = 5,254 кА

I2ТЕР * tТЕР = 262 * 3 = 2028 кА2

5

r2 = 0,636 оМ

r2 = 1,2 oM

r2 НОМ = S2 НОМ / I22 НОМ = 30 / 52 = 1,2 оМ

Проверка трансформаторов тока типа ТФЗМ -110 У1 по вторичной нагрузке.

Условие проверки трансформатора тока по вторичной нагрузке:

r2 ≤ r2 НОМ , оМ где r2 = rПРИБ. + r,ПРОВ.ДЕЙСТВ. + rКОНТ.

Таблица 4. Вторичная нагрузка ТФЗМ -110 У1:

Прибор

Амперметр

Тип

Э- 385

Мощность потребителей КИП, (SПРИБ.В*А ) по фазам

А

В

С

0,5

Итого:

0,5

Сопротивление приборов в фазе А:

rПРИБ. = SПРИБ. / I22 НОМ = 0,5 / 52 = 0,02 оМ

Сопротивление контактов проводов принимаем rКОНТ. = 0,05 оМ, так как количество подключённых приборов менее трёх.

Допустимое сопротивление поводов:

rПРОВ.ДОПУС. = r2 НОМ - rПРИБ. – rКОНТ. = 1,2 – 0,02 – 0,05 = 1,13 оМ

Минимальное допустимое сечение проводов контрольного кабеля:

qMIN = ρ * ( lРАСЧ. / rПРОВ.ДОПУС.) = 0,0283 * (150/ 1,13) = 3,75 мм2

По условию механической прочности токовых цепей принимается минимально допустимое сечение контрольного кабеля с алюминиевыми жилами с ρ = 0,0283 ом* мм2 / м. L РАСЧ = 75 м – удалённость приборов от 

трансформаторов тока, взята из литературы «Электрооборудование станций и подстанций» стр. 379.

С учётом требований правил устройства электро установок к механической прочности алюминиевых проводов принимается к установке контрольный кабель с сечением проводов qСТ = 4мм2. Выбираем тип контрольного кабеля АКРВГ. Действительное сопротивление проводов:

r,ПРОВ.ДЕЙСТВ. = ρ * L * 1/ qУСТ = 0,0283 * 150 * 1 / 4 = 1,06 Ом

Расчётная нагрузка трансформатора тока:

r2 РАСЧ. = rПРИБ. + r,ПРОВ.ДЕЙСТВ. + rКОНТ. = 0,02 + 0,05 + 1,06 = 1,13 Ом

Условие проверки r2 РАСЧ. = 1,13 Ом < r2 НОМ. = 1,2 Ом, трансформатор работает в классе точности.

1.5.4. Выбор выключателя и разъединителя в цепи РУ 110 кВ.

Таблица 5.



Расчётные данные

Каталожные данные.

Примечание

Выключатель ВГБУ – 110 – 40/2000 У1

Разъединитель РГН – 110/1000 УХЛ1

1

2

3

4

  1. 5UУСТ = 110 кВ

UНОМ = 110кВ

UНОМ = 110кВ

  1. IMAX = 294 A

IНОМ =2000 А

IНОМ =1000 А

  1. iУ = 11,5 кА

iДИН = 102 кА

iДИН = 80 кА

  1. Int = 4,784 кА

IОТКЛ.НОМ. = 40 кА

  1. iat = 1,51 кА

iа НОМ = 2* IОТКЛ.НОМ. * βНОРМ, % / 100 =21 кА

βНОРМ, % = 36,7%

  1. IПО= 4,784 кА

IДИП = 40 кА




  1. 2* Int + Iat = 2* 4,784 + + 1,51 = 10,22 кА

  2. ВК = 5,264 кА2 * с

  3. 2* IОТКЛ.НОМ. * ( 1 +βНОРМ, % /100) = 21 кА

  4. I2ТЕР * tТЕР = 402 * 3 = 4800 кА2 * с



  5. I2ТЕР * tТЕР = 31,52* 3 = 2977 кА2

  6. βНОРМ, % = 36,7%

  7. Привод

  8. Гидравлический

  9. ПРГ- 6 УХЛ1, ПДГ – 9



  10. 1.6 Таблица номиналов. Таблица 6.

  11. 

    1. Наименование

    2. цепи







    1. Расчётные данные

    1. Токоведущие

    2. части

    1. Изолятор

    1. Выключатель

    2. Привод

    1. Разъединитель

    2. Привод

    1. Измерительный трансформатор

    1. Разрядник

    1. UУСТ, кВ

    1. IP,А

    1. Тока

    1. Напряжения

    1. 1



    1. 2

    1. 3

    1. 4

    1. 5

    1. 6

    1. 7

    1. 8

    1. 9

    1. 10

    1. Трансформатор

    2. подстанции

    1. 1

    1. 110

    1. 294

    1. АС120/19



    2. IДОП = 390 А

    1. ПС6 – А

    2. N = 8ШТ

    1. ВГБУ – 110II – 40/2000 У1

    2. Привод гидравлический

    1. РГН – 110/ 1000 УХЛ1



    2. Привод

    3. ПДГ - 9

    1. ТФЗМ – 110 У1



    2. I = 600 А

    1. -

    1. РВМГ – 110 У1

    1. 2

    1. 35

    1. 543,2

    1. АС240/32 IДОП = 610 А



    1. ПС6 – А

    2. N = 8ШТ

    1. ВГБЭ(П) – 35 - 12,5 – УХЛ1 Электромагнитный ПЭМ – 3

    1. РДЗ – 35/1000

    2. ПР -0,5 (0,6)

    1. ТФЗМ 35 – У1

    2. I = 600 А

    1. -

    1. РВМ – 35 У1

    1. 3

    1. 10

    1. 1222,3

    1. ТЗК -10

    2. IНОМ = 3150 А



    1. ИОСП - 4

    1. VF – 12 – 16 – 31 Пружынный

    1. _

    1. ТЛМ 10 – У3

    2. I = 1500А

    1. -

    1. РВО – 10 Т1

    1. Отходящие воздушные линии( кабельные линии)

    1. 1

    1. 110

    1. 262,43

    1. АС95/16

    2. IДОП = 330 А



    1. ПС6 – А

    2. N = 8ШТ

    1. ВГБУ – 110II – 40/2000 У1 Привод гидравлический

    1. РГН – 110/ 1000 УХЛ1

    2. Привод

    3. ПДГ - 9

    1. ТФЗМ – 110 У1



    2. I = 600 А

    1. -

    1. _

    1. 2

    1. 35

    1. 181,1

    1. АС240/32

    2. IДОП = 610 А



    1. ПС6 – А

    2. N = 8ШТ

    1. ВГБЭ(П) – 35 - 12,5 – УХЛ1 Электромагнитный ПЭМ - 3

    1. РДЗ – 35/1000

    2. ПР -0,5 (0,6)

    1. ТФЗМ 35 – У1

    2. I = 600 А

    1. -

    1. _

    1. 3

    1. 10

    1. 111,1

    1. ТЗК -10

    2. IНОМ = 3150 А

    1. ИОСП - 4

    1. VF – 12 – 16 – 31

    2. Пружынный

    1. _

    1. ТЛМ 10 – У3

    2. I = 200А

    1. -

    1. _

    1. Трансформатор собственных нужд

    1. 1

    1. 10

    1. 9,23

    1. А15* 3

    2. IДОП = 165 А

    1. ИОСП - 4

    1. VF – 10 – 16 У3

    2. Пружынный

    1. _

    1. ТЛМ 10 – У3

    2. I = 50А

    1. -

    1. РВО – 10 Т1

    1. 2

    1. 0,4

    1. 231

    1. А 25 * 3

    2. IДОП = 265 А

    1. _

    1. А 3720Б

    2. IНОМ = 250 А

    1. Р2115

    1. -

    1. _

    1. _

    1. Сборные шины

    1. 1



    1. 110

    1. 294

    1. АС120/19

    2. IДОП = 390А

    1. ПС6 –А

    2. N = 8ШТ

    1. ВГБУ – 110II – 40/2000 У1 Привод гидравлический

    1. РГН – 110/ 1000 УХЛ1

    2. Привод

    3. ПДГ - 9

    1. ТФЗМ – 110 У1

    2. I = 600 А

    1. НАМИ – 110 – УХЛ1

    1. РВМГ – 110 У1

    1. 2

    1. 35

    1. 543,2

    1. АС240/32

    2. IДОП = 610 А



    1. ПС6 – А

    2. N = 8ШТ

    1. ВГБЭ(П) – 35 - 12,5 – УХЛ1 ПЭМ – 3

    1. РДЗ – 35/1000

    2. ПР -0,5

    1. ТФЗМ 35 – У1

    2. I = 600 А

    1. НАМИ -35 – УХЛ1

    1. РВМ – 35 У1

    1. 3

    1. 10

    1. 1222,3

    1. ТКЗ -10

    2. IНОМ = 3150 А

    1. Пф70 – В

    1. VF – 12 – 16 – 31 Пружынный

    1. РВР

    2. ПДВ – 1

    1. ТЛМ 10 – У3

    2. I = 200А

    1. НАМИ – 10 – У2

    1. РВО – 10 Т1

    1. 4

    1. 0,4

    1. 231

    1. А 25 * 3

    2. IДОП = 265 А

    1. _

    1. А 3720Б

    2. IНОМ = 250 А

    1. Р2115

    1. _

    1. _

    1. -

  12. Примечание:

  13. Трансформатор подстанции:

  1. I р ВН = 1,4 * SНОМ Т / 3* UНОМ ВН = 1,4 * 40000 / 3 * 110 = 294 А

  2. I р СН = SНОМ СН / 3* UНОМ СН = 32930/ 3 * 35 = 543,2 А

  3. Iр нН = SНОМ НН / 3* UНОМ НН = 21170/ 3 * 10 = 1222,3 А

  1. Отходящие воздушные линии( кабельные линии):

  2. Пропускную способность линий принимаем SПРОХ = 50 МВА

  3. 



  1. Iр ВН = Sпрох / 3* UНОМ ВН = 50000 / 3 * 110 = 262,43 А

  2. I р СН = SСН35 / 3* UНОМ СН * nВЛ – 1 = 32930 / 3 * 35* 4 – 1 = 181,1 А

  3. I р НН = SНН10 / 3* UНОМ НН * nКЛ – 1 = 21170 / 3 * 10 * 12 – 1 = 111,1 А

  1. Трансформатор собственных нужд:

  1. I р НН = SТР-РА

  2. / 3* UНОМ = 0,160 / 3 * 10 = 9,23 А

  3. I р 0,4 КВ = SТР-РА

  4. / 3* UНОМ 0,4 = 0,160 / 3 * 0,4= 231 А



  1. Сборные шины: Ток проходящий по сборным шинам, секционному и шиносоединительному выключателям, не превышает IMAX трансформатора.









Скачать файл (5437.9 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru