| Курсовая работа электроэнергетики | |
| Автор: drug | Категория: Технические науки / Электроэнергетика | Просмотров: | Комментирии: 0 | 02-01-2013 17:06 |
СОДЕРЖАНИЕ
Аннотация……………………………………………………………….…..……2
Содержание. …………………………………………………………….…..……3
Введение. …………………………………………………………………...….....5
1. Составление двух вариантов структурных схем. …………………..….…..7
2. Построение графиков нагрузки. ……………………………………..….…..8
3. Выбор числа и мощности трансформаторов связи…………………..…….20
3.1. Выбор основного оборудования для первой схемы……………..……20
3.2. Выбор основного оборудования для второй схемы……………..……22
4. Расчет количества линий…………………………………………….….……25
5. Расчёт количества линий РУ всех напряжений…………………….….….…27
5.1. Выбор схем распределительных устройств для первого варианта…..28
5.2. Выбор схем распределительных устройств для второго варианта..…31
6. Технико-экономическое сравнение вариантов. …………………….…......34
7. Схема питания собственных нужд. ……………………………………........37
8. Расчет токов короткого замыкания………………………..…………….…..41
8.1 Составление расчетной схемы..…………………………………….…..41
8.2 Расчет тока короткого замыкания в точке К1………………………....43
8.3 Расчет тока короткого замыкания в точке К2…………………….…...46
8.4 Расчет тока короткого замыкания в точке К3 с выключенным QB….49
8.5 Расчет тока короткого замыкания в точке К3 с включенным QB…....52
9. Выбор выключателей и разъединителей……………………………………..55
9.1 Выбор выключателей и разъединителей 110кВ…………………….…55
9.2 Выбор выключателей и разъединителей 35кВ……………….………..58
9.3 Выбор выключателей на 10 кВ………………………………………….60
10. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения …………..…62
10.1 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 110 кВ…….….62
10.2 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 35 кВ…………65
10.3 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 10 кВ…………68
11.Выбор токоведущих частей………………………………………………….69
11.1 Выбор сборных шин и токоведущих частей ЗРУ 110 кВ…………...69
11.2 Выбор сборных шин и токоведущих частей ЗРУ 35 кВ………….…71
11.3 Выбор сборных шин и токоведущих частей РУ 10 кВ……………...73
12.Выбор конструкции распределительных устройств……………….........….74
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ……………………………………………………..…76
ВВЕДЕНИЕ
Для развития электроэнергетики важнейшее значение имеет обеспечение
устойчивой и надежной параллельной работы электрических станций,
энергосистем и энергообъединений в составе Единой энергетической системы
России. Соблюдение основных принципов функционирования ЕЭС позволит
уменьшить суммарную потребность в генерирующей мощности и сэкономить
капитальные затраты; создаст условия для эффективного использования
топливно-энергетических ресурсов разных регионов страны с учетом
экологических требований; обеспечить эффективное и надежное
функционирование рынков энергии и мощности.
Первоочередными задачами развития межсистемных электрических связей
являются: обеспечение выдачи мощности электростанций и надежного
электроснабжения потребителей; выполнение услуг по транспорту и
распределению электрической энергии; усиление электрических связей между
восточной и европейской частями ЕЭС России путем сооружения линии
электропередачи напряжения в 500 и 1150 кВ, что даст возможность сократить
завоз восточных углей в европейские районы страны, а также использовать
избыток мощностей ТЭС и ГЭС Сибири.
Важной задачей является интеграция ЕЭС России с энергосистемами
стран СНГ и энергообъединениями соседних государств Европы и Азии на новых
взаимовыгодных условиях.
Потребность электроэнергетики в инвестициях на перспективный период
определяется объемами энергетического строительства, необходимыми для
получения предусмотренного приросту производства электрической и тепловой
энергии и обеспечение достаточного уровня надежности энергоснабжения
потребителей, а также темпами и сроками проведения технического
перевооружения действующих электростанций и сетей. Суммарная потребность
электроэнергетики в инвестициях на период до 2020г. оценивается для
оптимистического варианта в 205 млрд. дол. США, для умеренного варианта –
в 140 млрд. дол. США.
Одним из важнейших факторов повышения эффективности работы
энергетических предприятий и достижения привлекательности отрасли для
инвестиций является реформирование электроэнергетики на основе
организационного разделения естественно монопольных и потенциально
конкурентных видов хозяйственной деятельности, четкого разделения чет;
производственных затрат и финансовых результатов, развитие конкуренции в
сфере генерации электроэнергии. Такие подходы к реформе должны создавать
благоприятные условия для формирования финансово устойчивых компаний,
способных конкурировать на рынках электроэнергии и услуг и привлекать
инвестиции для своего развития при надежном и бесперебойном снабжении
платежеспособных потребителей электрической и тепловой энергии.
1. СОСТАВЛЕНИЕ ДВУХ ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ
В первом варианте энергия передается с РУВН на РУСН и РУНН с использованием только двух трансформаторов.
Рис.1. Первый вариант структурной схемы подстанции.
Во втором варианте энергия с РУВН передается на РУСН двумя трансформаторами и на РУНН двумя трансформаторами.
Рис.2. Второй вариант структурной схемы подстанции.
2. ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКОВ НАГРУЗКИ
Суточные графики.
При проектировании пользуемся типовым графиком для целлюлозно-бумажной промышленности.
Рис.3. Типовой график целлюлозно-бумажной промышленности.
Для зимы:
Подсчитаем нагрузку на РУНН.
Р=Рmax10 * Р% , где Рmax10=40МВт, Р% - нагрузка подстанции на шинах
нижнего напряжения НН берём из графика, %.
0-6 часов Р,=40*80% = 32 МВт;
6-15 часов Р2=40*100% = 40 МВт;
15-16 часов Р3=40*90% = 36 МВт;
16-19 часов Р4=40*93% = 37,2 МВт;
19-20 часов Р5=40*85% = 34 МВт;
20-24 часов Р6=40*93% = 37,2 МВт;
Подсчитаем нагрузку на РУСН.
Р=Р max35 * Р% , где Рmax35=30 МВт, Р% - нагрузка подстанции на шинах
среднего напряжения СН берём из графика, %.
0-6 часов Р1=30*80% =24 МВт;
6-15 часов Р2=30*100% = 30 МВт;
15-16 часов Р3=30*90% = 27 МВт;
16-19 часов Р4=30*93% = 27,9 МВт;
19-20 часов Р5=30*85% = 25,5 МВт;
20-24 часов Р6=30*93% = 27,9 МВт;
Для лета:
Подсчитаем нагрузку на РУНН.
Р=Р max35 * Р% , где Рmax10=40 МВт, Р% - нагрузка подстанции на шинах
среднего напряжения СН берём из графика, %.
0-6 часов Р1=40*72% = 28,8 МВт;
6-15 часов Р2=40*92% = 36,8 МВт;
15-16 часов Р3=40*86% = 34,4 МВт;
16-19 часов Р4=40*90% = 36 МВт;
19-20 часов Р5=40*82% = 32,8 МВт;
20-24 часов Р6=40*90% = 36 МВт;
Подсчитаем нагрузку на РУСН.
Р=Р max35 * Р% , где Рmax35=30 МВт, Р% - нагрузка подстанции на шинах
среднего напряжения СН берём из графика, %.
0-6 часов Р1=30*72% = 21,6 МВт;
6-15 часов Р2=30*92% = 27,6 МВт;
15-16 часов Р3=30*86% = 25,8 МВт;
16-19 часов Р4=30*90% = 27 МВт;
19-20 часов Р5=30*82% = 24,6 МВт;
20-24 часов Р6=30*90% = 27 МВт;
Таблица 1.
Нагрузка подстанции для зимнего и летнего периодов
Ступень графика Зимний период Летний период
Рнн,МВт Рсн,МВт Рнн,МВт Рсн,МВт
0ч-6ч 32 24 28,8 21,6
6ч-15ч 40 30 36,8 27,62
15ч-16ч 36 27 34,4 25,8
16ч-19ч 37,2 27,9 36 27
19ч-20ч 34 25,5 32,8 24,6
20ч-24ч 37,2 27,9 36 27
Количество летних дней nл=182 и зимних дней nз=183 в году.
Годовые графики по продолжительности.
Исходными данными для их построения являются графики зимних и летних
суток и условное количество зимних n3 и летних nл суток в году. В зависимости от
географической широты количество их различно. Возьмём количество зимних и
летних суток для центральных районов страны следующее n3=183 и nл=182.
Годовые графики строим для нагрузки на шинах НН и СН и для общего графика.
Для зимы:
Величина электроэнергии, отпущенная с шин НН:
W∑ = W1+W2+…= 161479,2 МВТ*Ч
Величина электроэнергии, отпущенная с шин СН:
W∑ = W1+W2+…= 121109,4 МВТ*Ч
Для лета:
Величина электроэнергии, отпущенная с шин НН:
W∑ = W1+W2+…= 149822,4 МВТ*Ч
Величина электроэнергии, отпущенная с шин СН:
W∑ = W1+W2+…= 112399,56 МВТ*Ч
Полная электроэнергия, отпущенная подстанцией:
W∑ = WНН + WCH = 311301,6 + 233508,96 = 544810,56 МВТ*Ч.
По графикам определяем:
продолжительность использования максимальной нагрузки для НН:
Тmax = 311301,6/40 = 7782,54 ч.
продолжительность использования максимальной нагрузки для СН:
Тmax = 233508,96 /30 = 7783,63 ч.
продолжительность использования максимальной нагрузки подстанцией:
Тmax = 544810,56 /(40+30) = 7783,01ч.
Для РУСН:
Принимаем типичные графики нагрузок для предприятия нефтяной промышленности для зимних и летних суток. Приравняв Pmax= 30 МВТ =100%, построим графики в именованных величинах для нагрузок подстанции.
Для РУНН:
Pmax= 40 МВТ=100%
Рассчитаем К1 и К2 по формуле:
Запустим программу Transformator.exe и введём все полученные данные:
Рис.1. Главное окно программы.
Рис.2. Ввод температурных данных
Рис.3. Ввод данных по нагрузке.
Рис.4. Окно расчета.
Рис.5. Отчет.
Рис.6. График.
3. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ СВЯЗИ
3.1. Выбор основного оборудования для первой схемы
Выбираем 2 параллельно работающих трансформатора связи. Трансформаторы должны обеспечивать питание всех потребителей при оптимальной их нагрузке – (0,7–0,8) * Sн.т., а в аварийном режиме один трансформатор, оставшийся в работе обеспечить питанием потребителей с учётом перегрузки на 30 %.
Условие выбора трансформатора связи:
1) UН. ВН ≥ Uуст. ВН;
2) UН. СН ≥ Uуст. СН;
3) UН. НН ≥ Uуст. НН;
4) SН.Т. ≥ SФ.Т. , SФ.Т. =0,65* Smax,
где UН.ВН, UН.СН, UН.НН – номинальные напряжения на обмотках высокого, среднего и низкого напряжений трансформатора; Uуст. – установившееся напряжение в сети; SН.Т. – номинальная мощность трансформатора; SФ.Т. – фактическая мощность, пропускаемая трансформатором.
РНН max =40 МВт; РСН max =30 МВт; cos φ10 =0,87; cos φ35 =0,89;
SФ.Т. =0,65* Smax =0,65*79.7=51.8 МВА
Выбираем трансформатор ТДТН–63000/110:
1) UН. ВН ≥ Uуст. ВН; 115 кВ >110 кВ;
2) UН. СН ≥ Uуст. СН; 38,5 кВ > 35 кВ;
3) UН. НН ≥ Uуст. НН; 10,5 кВ > 10 кВ;
4) SН.Т. ≥ SФ.Т. , 63 МВА > 51.8 МВА.
Т а б л и ц а 2.1 – Технические данные силового трансформатора
Тип тр-ра Sн,т
МВА Напряжение обмоток, Кв Потери, кВт Uн,, % Цена,
Тыс. руб.
ВН СН НН Pхх Pкз ВН-СН ВН-НН СН-НН
ТДТН-63000/110 63 115 38,5 10.5 56 290 10,5 17 6,5 37800
Проверяем выбранный трансформатор в режиме аварийного отключения другого параллельно работающего трансформатора, при 40%-м перегрузе данного трансформатора:
(2.3)
где Sн,т – номинальная мощность трансформатора
;
Следовательно, трансформатор ТДТН-63000/110 подходит
Данный трансформатор является трёхфазным, трехобмоточным, с масляным охлаждением с естественной циркуляцией масла и дутьем, с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).
3.2. Выбор основного оборудования для второй схемы
Выбираем 2 трансформатора, связывающих РУВН и РУНН. Трансформаторы должны обеспечивать питание всех потребителей при оптимальной их нагрузке – (0,7–0,8) * Sнт, а в аварийном режиме один трансформатор, оставшийся в работе обеспечить питанием потребителей с учётом перегрузки на 40 %.
Условие выбора трансформатора связи:
1) UН. ВН ≥ Uуст. ВН;
2) UН. НН ≥ Uуст. НН;
3) SН.Т. ≥ SФ.Т. , SФ.Т. =0,65* Smax,
где UН. ВН, UН. НН – номинальные напряжения на обмотках высокого и низкого напряжений трансформатора; Uуст. – установившееся напряжение в сети; SН.Т. – номинальная мощность трансформатора; SФ.Т. – фактическая мощность, пропускаемая трансформатором.
РНН max =40 МВт; cos φ10 =0,87;
SФ.Т. =0,7* Smax=0,65*46=30 МВА
Подбираем трансформатор по указанным условиям выбора:
ТРДН-40000/110:
1) UН. ВН ≥ Uуст. ВН; 115 кВ > 110 кВ;
2) UН. НН ≥ Uуст. НН; 10,5 кВ > 10 кВ;
3) SН.Т. ≥ SФ.Т. , 40 МВА > 30 МВА.
Проверим выбранный трансформатор в режиме аварийного отключения другого параллельно работающего трансформатора при 40% перегрузке данного трансформатора:
;
Значит, наш трансформатор ТРДН-40000/110 нам подходит.
Выбираем 2 трансформатора, связывающих РУВН и РУСН. Трансформаторы должны обеспечивать питание всех потребителей при оптимальной их нагрузке – (0,7–0,8) * Sнт, а в аварийном режиме один трансформатор, оставшийся в работе обеспечить питанием потребителей с учётом перегрузки на 30 %.
Условие выбора трансформатора связи:
1) UН. ВН ≥ Uуст. ВН;
2) UН. СН ≥ Uуст. СН;
3) SН.Т. ≥ SФ.Т. , SФ.Т. =0,65* Smax,
где UН. ВН, UН. СН, UН. НН – номинальные напряжения на обмотках высокого, среднего и низкого напряжений трансформатора; Uуст. – установившееся напряжение в сети; SН.Т. – номинальная мощность трансформатора; SФ.Т. – фактическая мощность, пропускаемая трансформатором.
РСН max =30 МВт; cos φ35 = 0,89;
SФ.Т. =0,65* Smax=0,65*33,7 = 22 МВА
Подбираем трансформатор по указанным условиям выбора:
ТДН-40000/110:
1) UН. ВН ≥ Uуст. ВН; 115 кВ > 110 кВ;
2) UН. СН ≥ Uуст. СН; 38,5 кВ > 35 кВ;
3) SН.Т. ≥ SФ.Т. , 25 МВА > 22 МВА
Проверим выбранный трансформатор в режиме аварийного отключения другого параллельно работающего трансформатора при 30% перегрузке данного трансформатора:
;
Значит, наш автотрансформатор ТРДН-25000/110 нам подходит.
Таблица 3.
Технические данные трансформаторов
Тип трансформатора SН.Т., МВА Напряжение обмоток, кВ Потери, кВт UКЗ, % Цена, тыс. руб.
ВН СН НН ΔРк ΔРх ВН-СН ВН-НН СН-НН
ТДТН-63000/110 63 115 38,5 11 290 56 10,5 17 6,5 37800
ТРДН-40000/110 40 115 – 10,5 172 36 – 11 – 26400
ТРДН-25000/110 25 115 38,5 - 120 30 - 10,5 - 19650
Трансформатор ТДНТ-63000/110.
Это трехобмоточный трансформатор масляное с дутьем и с естественной циркуляцией масла, с РПН, трехфазный.
Трансформатор ТРДН-40000/110.
Это трехфазный трансформатор, с расщепленной обмоткой, масляный с дутьем и с естественной циркуляцией масла, с РПН.
Трансформатор ТРДН–25000/110.
Это трехфазный трансформатор, с расщепленной обмоткой, масляный с дутьем и с естественной циркуляцией масла, с РПН.
4. РАСЧЕТ КОЛИЧЕСТВА ЛИНИЙ РУ ВСЕХ НАПРЯЖЕНИЙ.
1) Расчет количества линий на шинах ВН на подстанции.
,
где ∑Pmax – суммарная максимальная нагрузка на всех напряжениях:
∑ Pmax= Pmax10+ Pmax35+ Pmax110=40+30+86=156 МВт,
P1л – пропускная способность одной линии: P1л= 45 МВт.
Получаем:
Таким образом, выбираем количество линий на ВН .
2) Расчет количества линий на шинах СН на подстанции.
,
где Pmax35 – активная мощность на СН, Pmax35=30 МВт,
P1л – пропускная способность одной линии: P1л=14МВт.
Получаем:
Таким образом, выбираем количество линий на СН .
3) Расчет количества линий для транзитной мощности через шины 110кВ.
,
где Pmax110 – транзитная мощность, Pmax110=86 МВт,
P1л – пропускная способность одной линии: P1л=45МВт.
Получаем:
Таким образом, выбираем количество линий для транзита мощности через шины 110кВ.
4) Расчет количества линий на шинах НН на подстанции:
Таким образом, выбираем количество линий для транзита мощности через шины 10кВ.
5. ВЫБОР СХЕМ РУ ВСЕХ НАПРЯЖЕНИЙ
Схема электрических соединений ПС выбирается на основании схем развития энергосистемы или схемы электроснабжения района. Схема ПС должна удовлетворять основным требованиям:
надёжность электроснабжения потребителей, т.е. должно обеспечиваться бесперебойное электроснабжение потребителей электроэнергией нормированного качества.
приспособленность к проведению ремонтных работ, т.е. это возможность проведения ремонтов без нарушения или ограничения электроснабжения потребителей.
оперативная гибкость электрической схемы. Определяется приспособленностью для создания необходимых эксплуатационных режимов и проведения оперативных переключений.
экономическая целесообразность. Оценивается приведёнными затратами, включающими в себя затраты на сооружение установки – капиталовложения, её эксплуатацию и возможный ущерб от нарушения электроснабжения.
5.1. Выбор схем распределительных устройств для первого варианта
На высоком напряжении 110 кВ:
Распределительное устройство высокого напряжения имеет восемь присоединений рекомендуется схема «Две рабочие системы шин с обходной»
Рисунок 4.1 – Схема с двумя рабочими и обходной системой шин
На среднем напряжении 35 кВ:
Распределительное устройство среднего напряжения имеет пять присоединений. Согласно стандарту организации ОАО «ФСК ЕЭС» [5],
подходит схема одна рабочая секционированная выключателем система шин.
Рисунок 4.2 – Схема РУВН «рабочая секционированная выключателем система шин»
На низком напряжении 10 кВ:
Согласно НТП, на низкой стороне выбираем схему с двумя секционированными выключателями системами сборных шин. Для присоединения секций шины в распределительном устройстве 6-10 кВ применяется два последовательно включенных секционных выключателя. Согласно НТП, секционные выключатели нормально отключены, для ограничения токов к.з.
Рисунок 4.3 – Схема РУНН с двумя секционированными выключателями
системами сборных шин.
Рисунок 4.4 Принципиальная схема. Вариант №1.
5.2. Выбор схем распределительных устройств для второго варианта
На высоком напряжении 110 кВ:
Распределительное устройство высокого напряжения имеет десять присоединений рекомендуется схема «Две рабочие системы шин с обходной»
Рисунок 4.5 Схема “ Две рабочие системы шин с обходной ”
На среднем напряжении 35 кВ:
Распределительное устройство среднего напряжения имеет пять присоединений. Согласно стандарту организации ОАО «ФСК ЕЭС» [5],
подходит схема одна рабочая секционированная выключателем система шин.
Рисунок 4.6 – Схема РУВН «рабочая секционированная выключателем система шин»
На низком напряжении 10 кВ:
Согласно НТП, на низкой стороне выбираем схему с двумя секционированными выключателями системами сборных шин. Для присоединения секций шины в распределительном устройстве 6-10 кВ применяется два последовательно включенных секционных выключателя. Согласно НТП, секционные выключатели нормально отключены, для ограничения токов к.з.
Рисунок 4.7 – Схема РУНН с двумя секционированными выключателями
системами сборных шин
Рисунок 4.8 Принципиальная схема. Вариант №2.
6. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведёнными затратами:
З=рн*К+С+У,
где рн – нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12; К – капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс.руб.;
С – годовые эксплуатационные издержки, тыс.руб./год; У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс.руб./год. Так как у нас потребитель 1-ой категории, то мы не будем учитывать У.
З=рн*К+С.
Годовые эксплуатационные издержки определяются по формуле:
,
где С1 – стоимость потерянной электроэнергии в трансформаторе, тыс. руб.; С2+С3 – расходы на ремонт, амортизацию, зарплату, тыс.руб.; ра, ро – отчисления на амортизацию и обслуживание, ра+ро=8÷9%, – стоимость 1 кВт*ч потерь электроэнергии, =2руб./( кВт*ч); ΔW – потери электроэнергии, кВт*ч.
Потери электроэнергии в автотрансформаторе ТДТН-63000/110.
,
где Т – продолжительность работы трансформатора, Т=8760 ч;
τ – продолжительность максимальных потерь, определяется по продолжительности использования максимальной нагрузки по графику, Тмах=7783,01 ч; значит, τ – 6950 ч; SН.Т.=63MBA.
,
Потери электроэнергии в двух параллельно работающих трансформаторах:
ΔW1=2*ΔW’1=2*1,7*106=3,4*106кВт*ч.
Потери электроэнергии в трансформаторе ТРДН-40000/110.
,
.
Потери электроэнергии в двух параллельно работающих трансформаторах:
ΔW2=2*ΔW’2=2*6,34*106=12,68*106кВт*ч.
Потери электроэнергии в трансформаторе ТРДН-25000/110.
,
.
Потери электроэнергии в двух параллельно работающих трансформаторах:
ΔW3=2* ΔW’3=2*3,82*106=7,64*106кВт*ч.
Капитальные затраты.
Для расчета капитальных затрат составляем таблицу, в которой будем учитывать только то оборудование, на которое отличаются варианты.
Таблица 5.
Капитальные затраты
Наименование оборудования Стоимость ед., тыс.руб. Вариант 1 Вариант 2
Количество ед., шт. Общая стоимость, тыс.руб. Количество ед., шт Общая стоимость, тыс.руб.
ТДТН-63000/110 37800 2 75600 - -
ТРДН-40000/110 26400 - - 2 52800
ТРДН-25000/110 19650 - - 2 39300
Выключатели 110 2100 8 16800 10 21000
Разъединители 110 500 32 16000 34 17000
ИТОГО - - 108400 - 130100
Получим годовые эксплуатационные издержки:
для 1 варианта:
для 2 варианта:
Приведенные затраты 1 варианта:
Подсчитаем наиболее экономичный 1 вариант:
Таким образом, 1 вариант по сравнению со 2 вариантом является экономически выгодным на 11,9%. Остальные расчеты будем вести для 1 варианта.
7. СХЕМА ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
На проектируемой ПС выбираем постоянный оперативный ток, поскольку
постоянный оперативный ток применяется на подстанциях 220-500 кВ с
воздушными выключателями. Источником постоянного тока служит
аккумуляторная батарея, работающая в режиме постоянного поднаряда от выпрямительной установки.
При подсчете нагрузок учитываем, что приемники с.н. могут иметь неполную загрузку и работать не одновременно. Это учитывается коэффициентом спроса kс.
Определяем по таблицам установленную мощность приемников Руст и подсчитываем расчетную нагрузку
Ррасч = kс *Руст
Принимаем для осветительной нагрузки, обогрева cosφ=1; для двигательной нагрузки cosφ= 0,85, определяем соответствующий tgφ и тогда
Qрасч=Pрасч*tgφ
Таблица 6.
Приемники собственных нужд подстанции
Наименование приемников Установленная мощность cosφ tgφ kс Расчетная нагрузка
Мощ.
×ед. Всего,
кВт
P,кВт Q,кВт
Охлаждение трансформаторов 42×2 84 0,85 0,62 0,8 67,2 41,66
Электроподогрев
и сушка трансформаторов 63×2 200 1 0 1 200 -
Фильтрпресс 3×1 3 0,85 0,62 0,1 0,3 0,19
Маслоочиститель-ная установка 28×1 28 0,85 0,62 0,25 7 4,34
Постоянно включенные сигнальные лампы 0,5×45 22,5 1 0 1 22,5 -
Насосы 3×1 3 0,85 0,62 0,1 0,3 0,19
Насосы пожаротушения 200×1 200 0,85 0,62 0,05 10 6,2
Отопление насосной пожаротушения 20×1 20 1 0 0,1 2 -
Подогрев выключателей 110кВ 1,8×6 14,4 1 0 1 14,4 -
Подогрев выключателей 35кВ 1,8×8 10,8 1 0 1 10,8 -
Отопление ЗРУ совмещенного
с ОПУ - 20 1 0 1 20 -
Освещение ЗРУ совмещенного
с ОПУ - 2,2 1 0 0,6 1,3 -
Устройство связи - 2 1 0 1 2 -
Освещение
ОРУ-110 - 11,2 1 0 0,35 3,9 -
Освещение
ОРУ-110 - 11,2 1 0 0,35 3,9 -
ИТОГО 365,6 52,58
Таким образом, расчетная нагрузка:
,
.
ремонтная нагрузка (сварочный аппарат): 23кВт;
Всего: 23+0,36=23,36кВт.
Полная нагрузка 23,36/0,85=27,48кВА.
Выбор числа и мощности трансформаторов собственных нужд.
Sрасч=Sз=369,362кВА.
Условия выбора ТСН:
SН.Т.≥ SФ.Т.; SФ.Т.=0,65* Sмах , Sмах =Sрасч=Sз=369,362кВА.
SФ.Т.=0,65* 369,362=255,502кВА.
SН.Т.≥ 255,502кВА.
Выбираем ТСН мощностью 400кВА марки ТСЗ-400/10.
Таблица 7.
Технические данные ТСН-400/10
Тип трансформатора SН.Т., кВА Iх, % Напряжение обмоток, кВ Потери, кВт UКЗ,%
ВН НН ΔРх ΔРк
ТСЗ-400/10 400 3 10 0,4 1,3 5,4 5,5
ТСЗ-400/10 - это трехфазный трансформатор с естественным воздушным охлаждением при защищенном исполнении.
Проверим выбранный ТСН в режиме аварийного отключения другого параллельно работающего трансформатора при 30% перегрузке данного ТСН (с учетом ремонтного режима):
Sмах ≤ 1,3* SН.Т.;
369,362+27,48 ≤ 1,3*400кВА;
369,362 ≤ 520 кВА.
Выбор схемы питания собственных нужд
Трансформаторы с.н. 10/0,4 присоединяются к разным источникам питания (вводом разных трансформаторов, различным секциям РУ6-10 кВ, снабженных АВР).
На ПС с оперативным постоянным током ТСН присоединяются к шинам РУ 10 кВ, а при отсутствии их - к выводам НН трансформаторов (автотрансформаторов). Мы присоединяем в данном проектировании к шинам РУ 10 кВ.
В цепях ТСН на стороне 10 кВ устанавливаем выключатели.
Рис.16. Схема питания с.н. подстанции
8. Расчет токов короткого замыкания
Расчеты токов КЗ необходимы:
- для сопоставления, оценки выбора главных схем электрических станций, сетей и подстанций;
- выбора и проверки электрических аппаратов и проводников;
- проектирования и настройки устройств РЗ и автоматики;
- определения влияния токов нулевой последовательности линий электропередачи на линии связи;
- проектирования заземляющих устройств;
- анализа аварий в электроустановках и электрических системах;
- анализа устойчивости работы энергосистем.
В данном курсовом проекте рассчитываются только токи трехфазного короткого замыкания, т.к. он является наибольшим. Токи короткого замыкания
рассчитываются приближенным методом в относительных единицах.
8.1 Составление расчетной схемы
Под расчетной схемой электроустановки понимают упрощенную однолинейную схему установки с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на ток КЗ и поэтому должны быть учтены при выполнении расчетов.
Рисунок 8.1 – Расчетная схема
8.2 Расчет тока короткого замыкания в точке К1
Составим схему замещения:
Рисунок 8.2 – Схема замещения для точки К-1
За базисные величины принимают: Sб=1000МВА; UсрI=115 кВ; UсрII=38,5 кВ; UсрIII=10,5 кВ.
Сопротивление системы:
Сопротивление линий(ВЛ 110кВ):
Для ВЛ 110кВ Худ=0,4 ом/км;
Упростим схему замещения до вида:
Рисунок 8.3 – Упрощенная схема замещения для точки К-1
Токи короткого замыкания для точки К1:
а) Периодическая составляющая тока короткого замыкания
, (8.1)
где Е*’’– сверхпереходная ЭДС, для источников бесконечной мощности Е*’’= 1;
Хрез – сопротивление генерирующей ветви до точки КЗ;
Iб – базисный ток, кА; Базисный ток определяется по формуле:
б) Ударный ток короткого замыкания:
(8.2)
где Куд – ударный коэффициент, определяется по [6] , табл.3.8;
в) Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:
где Та – постоянная времени затухания, определяется по [6], табл.3.8;
г) Периодическую составляющую тока короткого замыкания:
- для источника бесконечной мощности (системы);
.
8.3 Расчет тока короткого замыкания в точке К2
Составим схему замещения:
Рисунок 8.4 – Схема замещения для точки К-2
Сопротивление обмоток трансформатора с высшим напряжением:
Сопротивление обмоток трансформатора со средним напряжением:
Упростим схему замещения до вида:
Рисунок 8.5 – Упрощенная схема замещения для точки К-2
Токи короткого замыкания для точки К2:
а) Периодическая составляющая тока короткого замыкания
, (8.1)
где Е*’’– сверхпереходная ЭДС, для источников бесконечной мощности Е*’’= 1;
Хрез – сопротивление генерирующей ветви до точки КЗ;
Iб – базисный ток, кА; Базисный ток определяется по формуле:
б) Ударный ток короткого замыкания:
(8.2)
где Куд – ударный коэффициент, определяется по [6] , табл.3.8;
в) Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:
где Та – постоянная времени затухания, определяется по [6], табл.3.8;
г) Периодическую составляющую тока короткого замыкания:
- для источника бесконечной мощности (системы);
.
8.4 Расчет тока короткого замыкания в точке К3 с выключенным QB
Составим схему замещения:
Рисунок 8.6 – Схема замещения для точки К-3
с выключенным QB
Сопротивление обмоток трансформатора с высшим напряжением:
Сопротивление обмоток трансформатора со средним напряжением:
Сопротивление обмоток трансформатора со средним напряжением:
Упростим схему замещения до вида:
Рисунок 8.7 – Упрощенная схема замещения для точки К-3
с выключенным QB
Токи короткого замыкания для точки К3 с выключенным QB:
а) Периодическая составляющая тока короткого замыкания
, (8.1)
где Е*’’– сверхпереходная ЭДС, для источников бесконечной мощности Е*’’= 1;
Хрез – сопротивление генерирующей ветви до точки КЗ;
Iб – базисный ток, кА; Базисный ток определяется по формуле:
б) Ударный ток короткого замыкания:
(8.2)
где Куд – ударный коэффициент, определяется по [6] , табл.3.8;
в) Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:
где Та – постоянная времени затухания, определяется по [6], табл.3.8;
г) Периодическую составляющую тока короткого замыкания:
- для источника бесконечной мощности (системы);
.
8.5 Расчет тока короткого замыкания в точке К3 с включенным QB
Составим схему замещения:
Рисунок 8.8 – Схема замещения для точки К-3
с включенным QB
Упростим схему замещения до вида:
Рисунок 8.9 – Упрощенная схема замещения для точки К-3
с выключенным QB
Токи короткого замыкания для точки К3 с включенным QB:
а) Периодическая составляющая тока короткого замыкания
, (8.1)
где Е*’’– сверхпереходная ЭДС, для источников бесконечной мощности Е*’’= 1;
Хрез – сопротивление генерирующей ветви до точки КЗ;
Iб – базисный ток, кА; Базисный ток определяется по формуле:
б) Ударный ток короткого замыкания:
(8.2)
где Куд – ударный коэффициент, определяется по [6] , табл.3.8;
в) Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:
где Та – постоянная времени затухания, определяется по [6], табл.3.8;
г) Периодическую составляющую тока короткого замыкания:
- для источника бесконечной мощности (системы);
.
Результаты расчета токов короткого замыкания сводим в таблицу
Таблица 7.1 - Сводная таблица токов короткого замыкания
Точка КЗ Iп.0, кА iу, кА iаτ, кА Iп.τ, А
К1 18,6 45,16 0,93 18,6
К2 13,6 31 0,012 13,6
К3 (QВ отключен) 25,82 50 0,0016 25,82
К3 (QВ включен) 34 65,82 0,0021 34
9. Выбор выключателей и разъединителей
9.1 Выбор выключателей и разъединителей 110кВ
Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания и включение на существующее короткое замыкание.
К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования:
- надежное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);
- быстрота действия, т. е. наименьшее время отключения;
- пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения, т. е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;
- возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110 кВ и выше;
- легкость ревизии и осмотра контактов;
- взрыво- и пожаробезопасность;
- удобство транспортировки и эксплуатации.
Выключатели высокого напряжения должны длительно выдерживать номинальный ток Iном и номинальное напряжение Uном.
В пределах одного распределительного устройства выключатели и разъединители выбираются однотипными по цепи самого мощного присоединения, в данном случае по цепи трансформатора связи.
Выбираем на ЗРУ 110 кВ вакуумные выключатели с электромагнитным приводом ВБЭ-110-31,5/1250.
ВБЭ-110-31,5/1250 вакуумный выключатель внутренней установки имеет электромагнитный привод и предназначен для работы на присоединениях частыми коммутациями (например, дуговые сталеплавильные печи). Выключатель ВБЭ-110 обладает повышенной взрыво- и пожаробезопасностью, удобством и простотой в эксплуатации.
Условия выбора :
где - номинальное напряжение выключателя;
- номинальный ток выключателя;
- номинальный и максимальный токи цепи.
1) 110кВ≥110кВ
2) 1250А≥290А
3) 1250А≥580А
Выбранный выключатель проверяем по следующим условиям:
- на номинальный ток отключения:
Iн,откл =31,5кА≥Iп,τ=18,6кА
- на возможность отключения апериодической составляющей :
где βн- нормативное содержание апериодической составляющей в полном токе короткого замыкания.
- на динамическую устойчивость:
iдин =80кА≥ iуд=45,16кА
- на термическую устойчивость:
где It – ток термической стойкости, кА;
tt– время протекания тока термической стойкости, определяем
из паспортных данных, с.
Выбранный выключатель ВБЭ – 110-31,5/1250 удовлетворяет всем требованиям.
Разъединители выбираются в тех же цепях, что и выключатели и по тем же условиям, а проверяются на термическую и динамическую устойчивость.
Выбираем на ЗРУ 110 кВ разъединители РГД-110-II/1000УХЛ1 (горизонтально-поворотного типа, с исполнением изоляции II по ГОСТ 9920).
РГД-110-II/1000УХЛ1 – горизонтальный двухконтактный разъединитель производства Уфимского завода “Электроаппарат” с номинальным 110 кВ и номинальным током 1000 А. Разъединитель предназначен для включения и отключения обесточенных участков электрических цепей переменного тока частотой 50 Гц и 60 Гц с номинальным напряжением 110 кВ, с созданием видимого разрыва, а также заземления отключенных участков при помощи стационарных заземлителей. Разъединитель допускает включения и отключения токов холостого хода трансформаторов, зарядных токов воздушных линий.
Достоинства:
- При расстоянии между полюсами 2000 мм разъединитель способен включать
и отключать ток холостого хода трансформаторов до 4,0 А и зарядные токи до 1,5 А.
- Управление главными ножами и заземлителями разъединителя осуществляется приводом.
- Ресурс по механической износостойкости не менее 10000 циклов "В-tП-О".
- Срок службы РГД до первого среднего ремонта, при условии не выработки механического ресурса, не менее, 15 лет.
Условия выбора :
1) 110кВ≥110кВ
2)1000А≥290А
3)1000А≥580А
Выбранный разъединитель проверяем по следующим условиям:
- на динамическую устойчивость:
- на термическую устойчивость:
Выбранный разъединитель типа РГД –110-II/1000 УХЛ 1 удовлетворяет всем требованиям.
9.2 Выбор выключателей и разъединителей 35кВ
Выбираем на ЗРУ 35 кВ вакуумные выключатели с электромагнитным приводом ВВЭЛ-35-25/1000.
ВВЭЛ-35-25/1000 - вакуумный выключатель предназначенный для работы в электроустановках с частыми коммутациями.
Возможна выкатная установка этого высоковольтного выключателя на определенные типы ячеек зарубежного производства. Выкатное исполнение выключателей ВВЭЛ-35 может быть установлено в некоторых типах ячеек зарубежных изготовителей. При этом блок цепей сигнализации и управления выносится за пределы ячейки.
Новые выключатели ВВЭЛ-35 имеют меньшие массу и габариты за счет применения импортных эпоксидных изоляторов, вакуумной камеры и нового электромагнитного привода.
Условия выбора :
где - номинальное напряжение выключателя;
- номинальный ток выключателя;
- номинальный и максимальный токи цепи.
1)35кВ≥35кВ
2)1000А≥320А
3)1000А≥980А
Выбранный выключатель проверяем по следующим условиям:
- на номинальный ток отключения:
Iн,откл =25кА≥Iп,τ=13,6кА
- на возможность отключения апериодической составляющей :
где βн- нормативное содержание апериодической составляющей в полном токе короткого замыкания.
- на динамическую устойчивость:
iдин =52кА≥ iуд=31кА
- на термическую устойчивость:
где It – ток термической стойкости, кА;
tt– время протекания тока термической стойкости, определяем
из паспортных данных, с.
Выбранный выключатель ВВЭЛ-35-25/1000 удовлетворяет всем требованиям.
Разъединители выбираются в тех же цепях, что и выключатели и по тем же условиям, а проверяются на термическую и динамическую устойчивость.
Выбираем на ЗРУ 35 кВ разъединители РГТ-35-I/630 УХЛ1.
РГТ-35-I/630УХЛ1 – горизонтальный трехконтактный разъединитель производства Уфимского завода “Электроаппарат” с номинальным 35 кВ и номинальным током 630 А. Разъединитель предназначен для включения и отключения обесточенных участков электрических цепей переменного тока частотой 50 Гц и 60 Гц с номинальным напряжением 35 кВ, с созданием видимого разрыва, а также заземления отключенных участков при помощи стационарных заземлителей. Разъединитель допускает включения и отключения токов холостого хода трансформаторов, зарядных токов воздушных линий.
Достоинства:
- Разъединитель способен включать и отключать ток холостого хода трансфор-
маторов до 4,0 А и зарядные токи до 1,5 А.
- Управление главными ножами и заземлителями разъединителя осуществляется приводом.
- Ресурс по механической износостойкости не менее 5000 циклов "В-tП-О".
- Срок службы РГТ до первого среднего ремонта, при условии не выработки
механического ресурса, не менее, 15 лет
Условия выбора :
1)35кВ≥35кВ
2)1000А≥320А
3)1000А≥980А
Выбранный разъединитель проверяем по следующим условиям:
- на динамическую устойчивость:
- на термическую устойчивость:
Выбранный разъединитель типа РГТ-35-I/630 УХЛ1 удовлетворяет всем требованиям.
9.3 Выбор выключателей на 10 кВ
В цепи ЛЭП выберем ВБЭ-10-31,5/630 вакуумный выключатель с электромагнитным приводом и предназначенный для работы на присоединениях
с частыми коммутациями (например, дуговые сталеплавильные печи) и встроенный в КРУ типа К-63. Выключатель ВБЭ-10 обладает повышенной взрыво- и пожаробезопасностью, удобством и простотой в эксплуатации.
Условия выбора :
где - номинальное напряжение выключателя;
- номинальный ток выключателя;
- номинальный и максимальный токи цепи.
1)10кВ≥10кВ
2)630А≥170А
3)630А≥260А
Выбранный выключатель проверяем по следующим условиям:
- на номинальный ток отключения:
Iн,откл =31,5кА≥Iп,τ=25,82кА
- на возможность отключения апериодической составляющей :
где βн- нормативное содержание апериодической составляющей в полном токе короткого замыкания.
- на динамическую устойчивость:
iдин =80кА≥ iуд=50кА
- на термическую устойчивость:
где It – ток термической стойкости, кА;
tt– время протекания тока термической стойкости, определяем
из паспортных данных, с.
Выбранный выключатель ВБЭ –10-31,5/2500 удовлетворяет всем требованиям.
В качестве вводных и секционных выключателей выберем ВБЭ – 10-31,5/2500
встроенный в КРУ типа К-61М.
Условия выбора :
где - номинальное напряжение выключателя;
- номинальный ток выключателя;
- номинальный и максимальный токи цепи.
1)10кВ≥10кВ
2)2500А≥1050А
3)2500А≥2100А
Выбранный выключатель проверяем по следующим условиям:
- на номинальный ток отключения:
Iн,откл =31,5кА≥Iп,τ=25,82кА
- на возможность отключения апериодической составляющей :
где βн- нормативное содержание апериодической составляющей в полном токе короткого замыкания.
- на динамическую устойчивость:
iдин =80кА≥ iуд=50кА
- на термическую устойчивость:
где It – ток термической стойкости, кА;
tt– время протекания тока термической стойкости, определяем
из паспортных данных, с.
Выбранный выключатель ВБЭ –10-31,5/2500 удовлетворяет всем требованиям.
10. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
10.1 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 110 кВ
При установке выключателей и остального оборудования в ЗРУ, трансформаторы тока во всех присоединениях, кроме секционного выключателя, выносятся в стену здания и выбираются такими же, как встроенные во ввод силового трансформатора (типа ТВТ).
Исходя из вышеизложенного, выбираем трансформаторы тока типа ТВТ – 110-I I I- 600/5, встроенные во ввод силового трансформатора и имеющие номинальную предельную кратность вторичной обмотки, равную 20.
Для уменьшения погрешностей первичный ток трансформатора должен быть как можно ближе к действительному току цепи.
Условия выбора:
1)Uн,ТА=110кВ≥Uуст=110кВ
2) Iн,1ТА =600А≥Iн,цепи=230А
3) Iн,1ТА =600А≥Imax,цепи=460А
Выбранные трансформаторы тока проверяются по условиям:
- на электродинамическую устойчивость:
- на термическую устойчивость:
675кА2 с ≥34,6 кА2 с
- на вторичную нагрузку:
(10.6)
Т. к. индуктивное сопротивление вторичной цепи трансформатора тока мало, то принимаем:
;
Для определения rприб. , составляется таблица с приборами, подключаемыми к трансформатору тока :
Таблица 9.1 – Нагрузка трансформаторов тока 110 кВ
Наименование прибора Тип прибора Потребляемая мощность, ВА
Амперметр Э 390 0,5
Определяем rприб. по формуле:
rконт. = 0,05 Ом при числе приборов до трех, включительно.
Определяем rпров. из формулы :
rпров. = z2ном – rприб.– rконт. = 0,8 – 0,02 – 0,05 = 0,73Ом,
Зная rпров, рассчитывается сечение провода по формуле:
(10.9)
где r – удельное сопротивление проводов (для алюминия r = 0,0283 Ом/мм2);
lрасч. =100-100∙0,2=80
Согласно НТП , на подстанции с высшим напряжением 110 кВ применяются провода с алюминиевыми жилами (минимальное значение сечения- 4 мм2)
Находим действительное сопротивление проводов:
Производим конечную проверку:
z2ном = 0,8 Ом > z2расч = rприб. + rпров. + rконт =0,02+ 0,57 + 0,05 = 0,64 Ом
Трансформатор тока ТВТ-110-III– 600/5 проходит по всем условиям.
Трансформаторы напряжения выбираем по условиям :
1)UномTV ≥ Uуст;
2) ;
3)Sн TV ≥ Sрасч
Предполагаем установить на ЗРУ 110 кВ измерительный трансформатор напряжения типа CPB/CPA-123.
Условия выбора ТН
1)110 кВ ≥ 110 кВ;
2) ;
3)Sн TV ≥ Sрасч.
Для определения вторичной нагрузки составляем таблицу
Таблица 9.2 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 110 кВ
Наиме-нование цепи Наименование прибора Тип прибора Потреб. мощн-ть, В∙А Кол-во катушек Кол-во прибо-ров
Линия 110 кВ Ваттметр Д-365 2 2 2 8
Варметр Д-365 2 2 2 8
Фиксир. прибор для опр. места КЗ ФИП 3 1 2 6
Сборные шины 110 кВ Вольтметр Э-377 2 1 1 2
Регистрир. вольтметр Н-393 10 1 1 10
Итого 34
100ВА≥34ВА
Намеченный трансформатор напряжения проходит по вторичной нагрузке.
10.2 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 35 кВ
Исходя из того, что распределительное устройство закрытое, выбираем ТН типа
ТВТ. ТВТ-35-III-600/5
Условия выбора:
1)Uн,ТА=35кВ≥Uуст=35кВ
2) Iн,1ТА =600А≥Iн,цепи=206А
3) Iн,1ТА =600А≥Imax,цепи=412А
Выбранные трансформаторы тока проверяются по условиям:
- на электродинамическую устойчивость:
- на термическую устойчивость:
846,7кА2 с ≥16,6 кА2 с
- на вторичную нагрузку:
(10.6)
Т. к. индуктивное сопротивление вторичной цепи трансформатора тока мало, то принимаем:
;
Для определения rприб. , составляется таблица с приборами, подключаемыми к трансформатору тока :
Таблица 9.1 – Нагрузка трансформаторов тока 35 кВ
Наименование приборов тип Sприб, ВА
Амперметр Э-335 0,5
Ваттметр Д-335 0,5
Счетчик активной энергии ЦЭ 6804 2∙0,1∙1
Счетчик реактивной энергии ЦЭ 6811 2∙0,3∙1
Σ 1,8
Определяем rприб. по формуле:
rконт. = 0,05 Ом при числе приборов до трех, включительно.
Определяем rпров. из формулы (10.7):
rпров. = z2ном – rприб.– rконт. = 1,2 – 0,072 – 0,05 = 1,078Ом,
Зная rпров, рассчитывается сечение провода по формуле:
где r – удельное сопротивление проводов (для алюминия r = 0,0283 Ом/мм2);
lрасч. =80-80∙0,25=60
Согласно НТП , на подстанции с высшим напряжением 110 кВ применяются провода с алюминиевыми жилами (минимальное значение сечения- 4 мм2)
Находим действительное сопротивление проводов:
Производим конечную проверку:
z2ном = 1,2 Ом > z2расч = rприб. + rпров. + rконт =0,072+ 0,4 + 0,05 = 0,522 Ом
Трансформатор тока ТВТ-35-III– 600/5 проходит по всем условиям.
Трансформаторы напряжения выбираем по условиям :
1)UномTV ≥ Uуст;
2) ;
3)Sн TV ≥ Sрасч
Предполагаем установить на ЗРУ 35 кВ измерительный трансформатор напряжения типа ЗНИОЛ-35.
Условия выбора ТН
1)35 кВ ≥ 35 кВ;
2) ;
3)Sн TV ≥ Sрасч.
Для определения вторичной нагрузки составляем таблицу
Таблица 9.2 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 35 кВ
Наиме-нование цепи Наименование прибора Тип прибора Потреб. мощн-ть, В∙А Кол-во катушек Кол-во прибо-ров
Линия 35 кВ Счетчик активной энергии ЦЭ-68058 1 2 4 8
Счетчик реактивной энергии ЦЭ-6811 1 2 4 8
Сборные шины 35 кВ Вольтметр(междуфазный) Э-377 2 1 1 2
Вольтметр(трехфазный) Э-377 2 1 1 2
Обмотка СН Амперметр Э-390 0,5 1 2 1
Ваттметр Д-305 2 2 1 4
Счетчик активной энергии ЦЭ-68058 1 2 1 2
Счетчик реактивной энергии ЦЭ-6811 1 2 1 2
Итого 21
200ВА≥21ВА
Намеченный трансформатор напряжения проходит по вторичной нагрузке.
10.3 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 10 кВ
Поскольку на РУНН устанавливаются КРУ поставляемые уже со встроенными измерительными трансформаторами тока, то нет необходимости их выбирать и проверять.В КРУ К-63 устанавливают ТЛК-10-30,5/1500, а в КРУ
К-61М ТШЛ-10-1/3000.
Трансформаторы напряжения выбираем по условиям :
1)UномTV ≥ Uуст;
2) ;
3)Sн TV ≥ Sрасч
Предполагаем установить на РУ 10 кВ измерительный трансформатор напряжения типа ЗНИОЛ-10.
Условия выбора ТН:
1)10 кВ ≥ 10 кВ;
2) ;
3)Sн TV ≥ Sрасч.
Для определения вторичной нагрузки составляем таблицу
Таблица 9.2 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 35 кВ
Наиме-нование цепи Наименование прибора Тип прибора Потреб. мощн-ть, В∙А Кол-во катушек Кол-во прибо-ров
Линия 10 кВ Счетчик активной энергии ЦЭ-68058 1 2 12 24
Счетчик реактивной энергии ЦЭ-6811 1 2 12 24
Амперметр Э-390 0,5 1 12 6
Сборные шины 10 кВ Вольтметр(междуфазный) Э-377 2 1 1 2
Вольтметр(трехфазный) Э-377 2 1 1 2
Обмотка НН Амперметр Э-390 0,5 1 1 0,5
Ваттметр Д-305 2 2 1 4
Счетчик активной энергии ЦЭ-68058 1 2 1 2
Счетчик реактивной энергии ЦЭ-6811 1 2 1 2
Итого 88,5
125ВА≥88,5ВА
Намеченный трансформатор напряжения проходит по вторичной нагрузке.
11.Выбор токоведущих частей
11.1 Выбор сборных шин и токоведущих частей ЗРУ 110 кВ.
Согласно ПУЭ, в РУ-110кВ и РУ-35кВ в качестве шин и ошиновки применяются гибкие шины, выполняемые проводами типа АС. Сборные шины выбираем по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения.
Намечаем провода АС-205/27 в качестве шин с допустимым током 505 А
Выполним проверку шин:
- на термическую стойкость
C=90[6,стр 341].
- по условиям коронирования.
Определяем начальную критическую напряженность по формуле :
где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода. Для многопроволочного провода m = 0,82.
Определяем напряженность вокруг провода по формуле:
Условие проверки:
1,07∙15,24=16,31кВ/см2≤ 0,9∙25,1=22,64 кВ/см2
На основании этих расчетов можем заключить, что провод АС – 205/27 по условиям короны проходит.
Токоведущие части от выводов трансформатора 110 кВ до выключателя 110 кВ выполняем гибкими проводами. Сечение проводов выбираем по экономической плотности тока ([6], табл. 4.4);
Выбираем провод типа АС – 240/32, q = 240 мм2, Iдоп. = 505 А
Проверяем провод по допустимому току:
Iдоп =505А≥ Imax=460А
Проверим провод на термическую стойкость:
Проверим провод по условиям коронирования:
Определяем начальную критическую напряженность:
Определяем напряженность вокруг провода:
Условие проверки:
1,07∙14,17=15,15кВ/см2≤ 0,9∙32=28,8 кВ/см2
Провод АС – 240/32 по условиям короны проходит.
11.2 Выбор сборных шин и токоведущих частей ЗРУ 35 кВ.
Согласно ПУЭ, в РУ-110кВ и РУ-35кВ в качестве шин и ошиновки применяются гибкие шины, выполняемые проводами типа АС. Сборные шины выбираем по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения.
Намечаем провода АС-205/27 в качестве шин с допустимым током 505 А
Выполним проверку шин:
- на термическую стойкость
C=90[6,стр 341].
- по условиям коронирования.
Определяем начальную критическую напряженность по формуле :
где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода. Для многопроволочного провода m = 0,82.
Определяем напряженность вокруг провода по формуле:
Условие проверки:
1,07∙5,48=5,78кВ/см2≤ 0,9∙25,1=22,64 кВ/см2
На основании этих расчетов можем заключить, что провод АС – 205/27 по условиям короны проходит.
Токоведущие части от выводов трансформатора 110 кВ до выключателя 110 кВ выполняем гибкими проводами. Сечение проводов выбираем по экономической плотности тока ([6], табл. 4.4);
Выбираем провод типа АС – 240/32, q = 240 мм2, Iдоп. = 505 А
Проверяем провод по допустимому току:
Iдоп =505А≥ Imax=460А
Проверим провод на термическую стойкость:
Проверим провод по условиям коронирования:
Определяем начальную критическую напряженность:
Определяем напряженность вокруг провода:
Условие проверки:
1,07∙5,12=5,5кВ/см2≤ 0,9∙32=28,8 кВ/см2
Провод АС – 240/32 по условиям короны проходит.
11.3 Выбор сборных шин и токоведущих частей РУ 10 кВ.
Сборные шины и ошиновка в РУ 10 кВ выполняется жесткими алюминиевыми шинами прямоугольного сечения. В случае применения КРУ шины не выбираются и не проверяются по токам к.з., указывается только номинальный ток сборных шин и шкафов.
12.Выбор конструкции распределительных устройств
Конструкции ЗРУ 110 кВ и ЗРУ 35 кВ:
Так как предпритие химической промышленности является источником большого загрязнения атмосферного воздуха, распределительное устройство, согласно ПУЭ, строится закрытым.
Закрытое РУ должно обеспечивать надёжность работы электроустановки. Обслуживание ЗРУ должно быть удобным и безопасным. Размещение оборудования в РУ должно обеспечивать хорошую обозреваемость, удобство ремонтных работ, полную безопасность при ремонтах и осмотрах. Для безопасности соблюдаются минимальные расстояния от токоведущих частей до различных элементов ЗРУ. Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или ограждены. Из помещений ЗРУ предусматриваются выходы наружу или в помещения с несгораемыми стенами и перекрытиями. ЗРУ должно обеспечивать пожарную безопасность. Основой ячеек является стальной каркас, на который опираются плиты междуэтажного перекрытия на высоте 4,8 м. Всё оборудование расположено в два ряда. По длине здание разделено поперечными стенами, отделяющими одну секцию шин от другой. Перегородки ячеек первого этажа выполнены из железобетонных плит, а второго этажа – из асбоцементных плит, укреплённых на металлическом каркасе.
Конструкции РУ 10:
Ячейки К-63 и К-61М представляют собой сварную металлическую конструкцию из гнутых стальных профилей, так же каркас ячеек может изготавливаться из оцинкованной стали с применением технологии заклепочных соединений, что значительно повышает прочность корпуса, улучшает внешний вид и антикоррозийные свойства изделия.
В него устанавливаются аппараты и приборы согласно схемам главных и вторичных цепей.
Ячейки К-63 и К-61М состоят из основных сборочных единиц: корпуса с аппаратурой; выкатной тележки; релейного шкафа внутри которого расположены устройства защиты и автоматики, аппаратура сигнализации и управления, приборы измерения и другие устройства вспомогательных цепей; отсека сборных шин.
Доступ в ячейки К-63 и К-61М обеспечен через две двери: дверь релейного отсека, дверь отсека трансформаторов напряжения или предохранителя, Дверь трансформаторного отсека имеет смотровое окно для обзора внутренней части камер без снятия напряжения. Дверь релейного отсека является панелью, на которой смонтирована аппаратура схем вспомогательных цепей. На фасаде размещена аппаратура с задним присоединением проводов, на внутренней стороне выполнена раскладка проводов. Внутри камера освещена лампой накаливания.
Выкатная тележка представляет собой сварную конструкцию, на которой устанавливается высоковольтное оборудование различных производителей - вакуумный выключатель BB/TEL («Таврида Электрик»), ВБМ, ВБЭ (г. Саратов), ВБСК (г. Минусинск), определяемое схемой соединения главных цепей, и разъединяющие контакты.
Выкатной элемент может занимать относительно корпуса положение: рабочее, контрольное и ремонтное. В рабочем и контрольном положениях выкатной элемент находится в фиксированном положении.
В ремонтном положении выкатной элемент из корпуса шкафа выдвинут полностью, разъединяющие контакты главной цепи разомкнуты; выкатной элемент с установленной на нем аппаратурой может быть подвергнут осмотру и ремонту.
Ячейки К-63 и К-61М оборудованы следующими блокировками:
-механическая блокировка, не допускающая перемещения выкатного элемента из рабочего положения в контрольное, а также из контрольного положения в рабочее при включенном положении выключателя.
-механическая блокировка, не допускающая перемещения выкатного элемента из контрольного положения в рабочее при включенном заземляющем разъединителе; она состоит из упора, который контролирует положение вала заземляющего разъединителя и препятствует вкатыванию выкатного элемента. Конструктивно шкаф КРУ выполнен таким образом, что включать или выключать заземляющий разъединитель возможно только в ремонтном положении выкатного элемента.
-электромагнитная блокировка, не допускающая при включенном положении заземляющего разъединителя, перемещения в рабочее положение выкатного элемента в другом шкафу КРУ, от которого возможна подача напряжения на шкаф, где размещен заземляющий разъединитель.
Цепи вторичной коммутации ячейки КРУ размещены в релейном шкафу. Релейный шкаф представляет собой сварную металлическую конструкцию. Низковольтная аппаратура вторичных цепей смонтирована на панели внутри релейного шкафа либо на задней стенке релейного шкафа, либо на поворотной панели (дверь релейного шкафа).
Схемы вторичных цепей реализуются на электромеханических реле, а так же с использованием устройств микропроцессорной защиты различных производителей («Темп», «SEPAM», «УЗА», «MICOM» и др.).
На фасадной стороне шкафа КРУ нанесены надписи, указывающие ее назначение, а также порядковый номер камер в соответствии с опросным листом.
Ошиновка шкафов КРУ выполнена шинами из алюминиевого сплава электротехнического назначения.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Правила устройства электроустановок. – М: Энергия, 2003.
2. Рекомендации по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. – Министерство энергетики Российской Федерации, 2003.
3. Справочник по проектированию электрических сетей./под ред . Д.Л. Файбисовича.- 3-е изд., перераб. и доп. – М.: ЭНАС, 2009 – 392 с.
4. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Электроэнергетика» (раздел «Электроэнергетические системы и сети») / Уфимский авиационный технический университет, 2004; Сост. Т.Ю. Волкова, Г.М. Юлукова.
5. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС», 2007.
6. Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для сред. проф. Образования / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова. – М.: Издательский цент «Академия», 2004. – 448 с.
7. Электрооборудование станций и подстанций (справочные материалы) / Под ред. Б.Н. Неклепаева. – М: Энергия, 1978. – 336 с.
8. Высоковольтное оборудование распределительных устройств электроэнергетических систем: учебное пособие / Ф.Р. Исмагилов, Т.Ю Волкова, Н.К Потапчук; Уфимск. гос. авиац. техн. ун-т. – Уфа: УГАТУ,
2010.-321 с.
Аннотация……………………………………………………………….…..……2
Содержание. …………………………………………………………….…..……3
Введение. …………………………………………………………………...….....5
1. Составление двух вариантов структурных схем. …………………..….…..7
2. Построение графиков нагрузки. ……………………………………..….…..8
3. Выбор числа и мощности трансформаторов связи…………………..…….20
3.1. Выбор основного оборудования для первой схемы……………..……20
3.2. Выбор основного оборудования для второй схемы……………..……22
4. Расчет количества линий…………………………………………….….……25
5. Расчёт количества линий РУ всех напряжений…………………….….….…27
5.1. Выбор схем распределительных устройств для первого варианта…..28
5.2. Выбор схем распределительных устройств для второго варианта..…31
6. Технико-экономическое сравнение вариантов. …………………….…......34
7. Схема питания собственных нужд. ……………………………………........37
8. Расчет токов короткого замыкания………………………..…………….…..41
8.1 Составление расчетной схемы..…………………………………….…..41
8.2 Расчет тока короткого замыкания в точке К1………………………....43
8.3 Расчет тока короткого замыкания в точке К2…………………….…...46
8.4 Расчет тока короткого замыкания в точке К3 с выключенным QB….49
8.5 Расчет тока короткого замыкания в точке К3 с включенным QB…....52
9. Выбор выключателей и разъединителей……………………………………..55
9.1 Выбор выключателей и разъединителей 110кВ…………………….…55
9.2 Выбор выключателей и разъединителей 35кВ……………….………..58
9.3 Выбор выключателей на 10 кВ………………………………………….60
10. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения …………..…62
10.1 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 110 кВ…….….62
10.2 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 35 кВ…………65
10.3 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 10 кВ…………68
11.Выбор токоведущих частей………………………………………………….69
11.1 Выбор сборных шин и токоведущих частей ЗРУ 110 кВ…………...69
11.2 Выбор сборных шин и токоведущих частей ЗРУ 35 кВ………….…71
11.3 Выбор сборных шин и токоведущих частей РУ 10 кВ……………...73
12.Выбор конструкции распределительных устройств……………….........….74
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ……………………………………………………..…76
ВВЕДЕНИЕ
Для развития электроэнергетики важнейшее значение имеет обеспечение
устойчивой и надежной параллельной работы электрических станций,
энергосистем и энергообъединений в составе Единой энергетической системы
России. Соблюдение основных принципов функционирования ЕЭС позволит
уменьшить суммарную потребность в генерирующей мощности и сэкономить
капитальные затраты; создаст условия для эффективного использования
топливно-энергетических ресурсов разных регионов страны с учетом
экологических требований; обеспечить эффективное и надежное
функционирование рынков энергии и мощности.
Первоочередными задачами развития межсистемных электрических связей
являются: обеспечение выдачи мощности электростанций и надежного
электроснабжения потребителей; выполнение услуг по транспорту и
распределению электрической энергии; усиление электрических связей между
восточной и европейской частями ЕЭС России путем сооружения линии
электропередачи напряжения в 500 и 1150 кВ, что даст возможность сократить
завоз восточных углей в европейские районы страны, а также использовать
избыток мощностей ТЭС и ГЭС Сибири.
Важной задачей является интеграция ЕЭС России с энергосистемами
стран СНГ и энергообъединениями соседних государств Европы и Азии на новых
взаимовыгодных условиях.
Потребность электроэнергетики в инвестициях на перспективный период
определяется объемами энергетического строительства, необходимыми для
получения предусмотренного приросту производства электрической и тепловой
энергии и обеспечение достаточного уровня надежности энергоснабжения
потребителей, а также темпами и сроками проведения технического
перевооружения действующих электростанций и сетей. Суммарная потребность
электроэнергетики в инвестициях на период до 2020г. оценивается для
оптимистического варианта в 205 млрд. дол. США, для умеренного варианта –
в 140 млрд. дол. США.
Одним из важнейших факторов повышения эффективности работы
энергетических предприятий и достижения привлекательности отрасли для
инвестиций является реформирование электроэнергетики на основе
организационного разделения естественно монопольных и потенциально
конкурентных видов хозяйственной деятельности, четкого разделения чет;
производственных затрат и финансовых результатов, развитие конкуренции в
сфере генерации электроэнергии. Такие подходы к реформе должны создавать
благоприятные условия для формирования финансово устойчивых компаний,
способных конкурировать на рынках электроэнергии и услуг и привлекать
инвестиции для своего развития при надежном и бесперебойном снабжении
платежеспособных потребителей электрической и тепловой энергии.
1. СОСТАВЛЕНИЕ ДВУХ ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ
В первом варианте энергия передается с РУВН на РУСН и РУНН с использованием только двух трансформаторов.
Рис.1. Первый вариант структурной схемы подстанции.
Во втором варианте энергия с РУВН передается на РУСН двумя трансформаторами и на РУНН двумя трансформаторами.
Рис.2. Второй вариант структурной схемы подстанции.
2. ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКОВ НАГРУЗКИ
Суточные графики.
При проектировании пользуемся типовым графиком для целлюлозно-бумажной промышленности.
Рис.3. Типовой график целлюлозно-бумажной промышленности.
Для зимы:
Подсчитаем нагрузку на РУНН.
Р=Рmax10 * Р% , где Рmax10=40МВт, Р% - нагрузка подстанции на шинах
нижнего напряжения НН берём из графика, %.
0-6 часов Р,=40*80% = 32 МВт;
6-15 часов Р2=40*100% = 40 МВт;
15-16 часов Р3=40*90% = 36 МВт;
16-19 часов Р4=40*93% = 37,2 МВт;
19-20 часов Р5=40*85% = 34 МВт;
20-24 часов Р6=40*93% = 37,2 МВт;
Подсчитаем нагрузку на РУСН.
Р=Р max35 * Р% , где Рmax35=30 МВт, Р% - нагрузка подстанции на шинах
среднего напряжения СН берём из графика, %.
0-6 часов Р1=30*80% =24 МВт;
6-15 часов Р2=30*100% = 30 МВт;
15-16 часов Р3=30*90% = 27 МВт;
16-19 часов Р4=30*93% = 27,9 МВт;
19-20 часов Р5=30*85% = 25,5 МВт;
20-24 часов Р6=30*93% = 27,9 МВт;
Для лета:
Подсчитаем нагрузку на РУНН.
Р=Р max35 * Р% , где Рmax10=40 МВт, Р% - нагрузка подстанции на шинах
среднего напряжения СН берём из графика, %.
0-6 часов Р1=40*72% = 28,8 МВт;
6-15 часов Р2=40*92% = 36,8 МВт;
15-16 часов Р3=40*86% = 34,4 МВт;
16-19 часов Р4=40*90% = 36 МВт;
19-20 часов Р5=40*82% = 32,8 МВт;
20-24 часов Р6=40*90% = 36 МВт;
Подсчитаем нагрузку на РУСН.
Р=Р max35 * Р% , где Рmax35=30 МВт, Р% - нагрузка подстанции на шинах
среднего напряжения СН берём из графика, %.
0-6 часов Р1=30*72% = 21,6 МВт;
6-15 часов Р2=30*92% = 27,6 МВт;
15-16 часов Р3=30*86% = 25,8 МВт;
16-19 часов Р4=30*90% = 27 МВт;
19-20 часов Р5=30*82% = 24,6 МВт;
20-24 часов Р6=30*90% = 27 МВт;
Таблица 1.
Нагрузка подстанции для зимнего и летнего периодов
Ступень графика Зимний период Летний период
Рнн,МВт Рсн,МВт Рнн,МВт Рсн,МВт
0ч-6ч 32 24 28,8 21,6
6ч-15ч 40 30 36,8 27,62
15ч-16ч 36 27 34,4 25,8
16ч-19ч 37,2 27,9 36 27
19ч-20ч 34 25,5 32,8 24,6
20ч-24ч 37,2 27,9 36 27
Количество летних дней nл=182 и зимних дней nз=183 в году.
Годовые графики по продолжительности.
Исходными данными для их построения являются графики зимних и летних
суток и условное количество зимних n3 и летних nл суток в году. В зависимости от
географической широты количество их различно. Возьмём количество зимних и
летних суток для центральных районов страны следующее n3=183 и nл=182.
Годовые графики строим для нагрузки на шинах НН и СН и для общего графика.
Для зимы:
Величина электроэнергии, отпущенная с шин НН:
W∑ = W1+W2+…= 161479,2 МВТ*Ч
Величина электроэнергии, отпущенная с шин СН:
W∑ = W1+W2+…= 121109,4 МВТ*Ч
Для лета:
Величина электроэнергии, отпущенная с шин НН:
W∑ = W1+W2+…= 149822,4 МВТ*Ч
Величина электроэнергии, отпущенная с шин СН:
W∑ = W1+W2+…= 112399,56 МВТ*Ч
Полная электроэнергия, отпущенная подстанцией:
W∑ = WНН + WCH = 311301,6 + 233508,96 = 544810,56 МВТ*Ч.
По графикам определяем:
продолжительность использования максимальной нагрузки для НН:
Тmax = 311301,6/40 = 7782,54 ч.
продолжительность использования максимальной нагрузки для СН:
Тmax = 233508,96 /30 = 7783,63 ч.
продолжительность использования максимальной нагрузки подстанцией:
Тmax = 544810,56 /(40+30) = 7783,01ч.
Для РУСН:
Принимаем типичные графики нагрузок для предприятия нефтяной промышленности для зимних и летних суток. Приравняв Pmax= 30 МВТ =100%, построим графики в именованных величинах для нагрузок подстанции.
Для РУНН:
Pmax= 40 МВТ=100%
Рассчитаем К1 и К2 по формуле:
Запустим программу Transformator.exe и введём все полученные данные:
Рис.1. Главное окно программы.
Рис.2. Ввод температурных данных
Рис.3. Ввод данных по нагрузке.
Рис.4. Окно расчета.
Рис.5. Отчет.
Рис.6. График.
3. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ СВЯЗИ
3.1. Выбор основного оборудования для первой схемы
Выбираем 2 параллельно работающих трансформатора связи. Трансформаторы должны обеспечивать питание всех потребителей при оптимальной их нагрузке – (0,7–0,8) * Sн.т., а в аварийном режиме один трансформатор, оставшийся в работе обеспечить питанием потребителей с учётом перегрузки на 30 %.
Условие выбора трансформатора связи:
1) UН. ВН ≥ Uуст. ВН;
2) UН. СН ≥ Uуст. СН;
3) UН. НН ≥ Uуст. НН;
4) SН.Т. ≥ SФ.Т. , SФ.Т. =0,65* Smax,
где UН.ВН, UН.СН, UН.НН – номинальные напряжения на обмотках высокого, среднего и низкого напряжений трансформатора; Uуст. – установившееся напряжение в сети; SН.Т. – номинальная мощность трансформатора; SФ.Т. – фактическая мощность, пропускаемая трансформатором.
РНН max =40 МВт; РСН max =30 МВт; cos φ10 =0,87; cos φ35 =0,89;
SФ.Т. =0,65* Smax =0,65*79.7=51.8 МВА
Выбираем трансформатор ТДТН–63000/110:
1) UН. ВН ≥ Uуст. ВН; 115 кВ >110 кВ;
2) UН. СН ≥ Uуст. СН; 38,5 кВ > 35 кВ;
3) UН. НН ≥ Uуст. НН; 10,5 кВ > 10 кВ;
4) SН.Т. ≥ SФ.Т. , 63 МВА > 51.8 МВА.
Т а б л и ц а 2.1 – Технические данные силового трансформатора
Тип тр-ра Sн,т
МВА Напряжение обмоток, Кв Потери, кВт Uн,, % Цена,
Тыс. руб.
ВН СН НН Pхх Pкз ВН-СН ВН-НН СН-НН
ТДТН-63000/110 63 115 38,5 10.5 56 290 10,5 17 6,5 37800
Проверяем выбранный трансформатор в режиме аварийного отключения другого параллельно работающего трансформатора, при 40%-м перегрузе данного трансформатора:
(2.3)
где Sн,т – номинальная мощность трансформатора
;
Следовательно, трансформатор ТДТН-63000/110 подходит
Данный трансформатор является трёхфазным, трехобмоточным, с масляным охлаждением с естественной циркуляцией масла и дутьем, с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).
3.2. Выбор основного оборудования для второй схемы
Выбираем 2 трансформатора, связывающих РУВН и РУНН. Трансформаторы должны обеспечивать питание всех потребителей при оптимальной их нагрузке – (0,7–0,8) * Sнт, а в аварийном режиме один трансформатор, оставшийся в работе обеспечить питанием потребителей с учётом перегрузки на 40 %.
Условие выбора трансформатора связи:
1) UН. ВН ≥ Uуст. ВН;
2) UН. НН ≥ Uуст. НН;
3) SН.Т. ≥ SФ.Т. , SФ.Т. =0,65* Smax,
где UН. ВН, UН. НН – номинальные напряжения на обмотках высокого и низкого напряжений трансформатора; Uуст. – установившееся напряжение в сети; SН.Т. – номинальная мощность трансформатора; SФ.Т. – фактическая мощность, пропускаемая трансформатором.
РНН max =40 МВт; cos φ10 =0,87;
SФ.Т. =0,7* Smax=0,65*46=30 МВА
Подбираем трансформатор по указанным условиям выбора:
ТРДН-40000/110:
1) UН. ВН ≥ Uуст. ВН; 115 кВ > 110 кВ;
2) UН. НН ≥ Uуст. НН; 10,5 кВ > 10 кВ;
3) SН.Т. ≥ SФ.Т. , 40 МВА > 30 МВА.
Проверим выбранный трансформатор в режиме аварийного отключения другого параллельно работающего трансформатора при 40% перегрузке данного трансформатора:
;
Значит, наш трансформатор ТРДН-40000/110 нам подходит.
Выбираем 2 трансформатора, связывающих РУВН и РУСН. Трансформаторы должны обеспечивать питание всех потребителей при оптимальной их нагрузке – (0,7–0,8) * Sнт, а в аварийном режиме один трансформатор, оставшийся в работе обеспечить питанием потребителей с учётом перегрузки на 30 %.
Условие выбора трансформатора связи:
1) UН. ВН ≥ Uуст. ВН;
2) UН. СН ≥ Uуст. СН;
3) SН.Т. ≥ SФ.Т. , SФ.Т. =0,65* Smax,
где UН. ВН, UН. СН, UН. НН – номинальные напряжения на обмотках высокого, среднего и низкого напряжений трансформатора; Uуст. – установившееся напряжение в сети; SН.Т. – номинальная мощность трансформатора; SФ.Т. – фактическая мощность, пропускаемая трансформатором.
РСН max =30 МВт; cos φ35 = 0,89;
SФ.Т. =0,65* Smax=0,65*33,7 = 22 МВА
Подбираем трансформатор по указанным условиям выбора:
ТДН-40000/110:
1) UН. ВН ≥ Uуст. ВН; 115 кВ > 110 кВ;
2) UН. СН ≥ Uуст. СН; 38,5 кВ > 35 кВ;
3) SН.Т. ≥ SФ.Т. , 25 МВА > 22 МВА
Проверим выбранный трансформатор в режиме аварийного отключения другого параллельно работающего трансформатора при 30% перегрузке данного трансформатора:
;
Значит, наш автотрансформатор ТРДН-25000/110 нам подходит.
Таблица 3.
Технические данные трансформаторов
Тип трансформатора SН.Т., МВА Напряжение обмоток, кВ Потери, кВт UКЗ, % Цена, тыс. руб.
ВН СН НН ΔРк ΔРх ВН-СН ВН-НН СН-НН
ТДТН-63000/110 63 115 38,5 11 290 56 10,5 17 6,5 37800
ТРДН-40000/110 40 115 – 10,5 172 36 – 11 – 26400
ТРДН-25000/110 25 115 38,5 - 120 30 - 10,5 - 19650
Трансформатор ТДНТ-63000/110.
Это трехобмоточный трансформатор масляное с дутьем и с естественной циркуляцией масла, с РПН, трехфазный.
Трансформатор ТРДН-40000/110.
Это трехфазный трансформатор, с расщепленной обмоткой, масляный с дутьем и с естественной циркуляцией масла, с РПН.
Трансформатор ТРДН–25000/110.
Это трехфазный трансформатор, с расщепленной обмоткой, масляный с дутьем и с естественной циркуляцией масла, с РПН.
4. РАСЧЕТ КОЛИЧЕСТВА ЛИНИЙ РУ ВСЕХ НАПРЯЖЕНИЙ.
1) Расчет количества линий на шинах ВН на подстанции.
,
где ∑Pmax – суммарная максимальная нагрузка на всех напряжениях:
∑ Pmax= Pmax10+ Pmax35+ Pmax110=40+30+86=156 МВт,
P1л – пропускная способность одной линии: P1л= 45 МВт.
Получаем:
Таким образом, выбираем количество линий на ВН .
2) Расчет количества линий на шинах СН на подстанции.
,
где Pmax35 – активная мощность на СН, Pmax35=30 МВт,
P1л – пропускная способность одной линии: P1л=14МВт.
Получаем:
Таким образом, выбираем количество линий на СН .
3) Расчет количества линий для транзитной мощности через шины 110кВ.
,
где Pmax110 – транзитная мощность, Pmax110=86 МВт,
P1л – пропускная способность одной линии: P1л=45МВт.
Получаем:
Таким образом, выбираем количество линий для транзита мощности через шины 110кВ.
4) Расчет количества линий на шинах НН на подстанции:
Таким образом, выбираем количество линий для транзита мощности через шины 10кВ.
5. ВЫБОР СХЕМ РУ ВСЕХ НАПРЯЖЕНИЙ
Схема электрических соединений ПС выбирается на основании схем развития энергосистемы или схемы электроснабжения района. Схема ПС должна удовлетворять основным требованиям:
надёжность электроснабжения потребителей, т.е. должно обеспечиваться бесперебойное электроснабжение потребителей электроэнергией нормированного качества.
приспособленность к проведению ремонтных работ, т.е. это возможность проведения ремонтов без нарушения или ограничения электроснабжения потребителей.
оперативная гибкость электрической схемы. Определяется приспособленностью для создания необходимых эксплуатационных режимов и проведения оперативных переключений.
экономическая целесообразность. Оценивается приведёнными затратами, включающими в себя затраты на сооружение установки – капиталовложения, её эксплуатацию и возможный ущерб от нарушения электроснабжения.
5.1. Выбор схем распределительных устройств для первого варианта
На высоком напряжении 110 кВ:
Распределительное устройство высокого напряжения имеет восемь присоединений рекомендуется схема «Две рабочие системы шин с обходной»
Рисунок 4.1 – Схема с двумя рабочими и обходной системой шин
На среднем напряжении 35 кВ:
Распределительное устройство среднего напряжения имеет пять присоединений. Согласно стандарту организации ОАО «ФСК ЕЭС» [5],
подходит схема одна рабочая секционированная выключателем система шин.
Рисунок 4.2 – Схема РУВН «рабочая секционированная выключателем система шин»
На низком напряжении 10 кВ:
Согласно НТП, на низкой стороне выбираем схему с двумя секционированными выключателями системами сборных шин. Для присоединения секций шины в распределительном устройстве 6-10 кВ применяется два последовательно включенных секционных выключателя. Согласно НТП, секционные выключатели нормально отключены, для ограничения токов к.з.
Рисунок 4.3 – Схема РУНН с двумя секционированными выключателями
системами сборных шин.
Рисунок 4.4 Принципиальная схема. Вариант №1.
5.2. Выбор схем распределительных устройств для второго варианта
На высоком напряжении 110 кВ:
Распределительное устройство высокого напряжения имеет десять присоединений рекомендуется схема «Две рабочие системы шин с обходной»
Рисунок 4.5 Схема “ Две рабочие системы шин с обходной ”
На среднем напряжении 35 кВ:
Распределительное устройство среднего напряжения имеет пять присоединений. Согласно стандарту организации ОАО «ФСК ЕЭС» [5],
подходит схема одна рабочая секционированная выключателем система шин.
Рисунок 4.6 – Схема РУВН «рабочая секционированная выключателем система шин»
На низком напряжении 10 кВ:
Согласно НТП, на низкой стороне выбираем схему с двумя секционированными выключателями системами сборных шин. Для присоединения секций шины в распределительном устройстве 6-10 кВ применяется два последовательно включенных секционных выключателя. Согласно НТП, секционные выключатели нормально отключены, для ограничения токов к.з.
Рисунок 4.7 – Схема РУНН с двумя секционированными выключателями
системами сборных шин
Рисунок 4.8 Принципиальная схема. Вариант №2.
6. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ
Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведёнными затратами:
З=рн*К+С+У,
где рн – нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12; К – капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс.руб.;
С – годовые эксплуатационные издержки, тыс.руб./год; У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс.руб./год. Так как у нас потребитель 1-ой категории, то мы не будем учитывать У.
З=рн*К+С.
Годовые эксплуатационные издержки определяются по формуле:
,
где С1 – стоимость потерянной электроэнергии в трансформаторе, тыс. руб.; С2+С3 – расходы на ремонт, амортизацию, зарплату, тыс.руб.; ра, ро – отчисления на амортизацию и обслуживание, ра+ро=8÷9%, – стоимость 1 кВт*ч потерь электроэнергии, =2руб./( кВт*ч); ΔW – потери электроэнергии, кВт*ч.
Потери электроэнергии в автотрансформаторе ТДТН-63000/110.
,
где Т – продолжительность работы трансформатора, Т=8760 ч;
τ – продолжительность максимальных потерь, определяется по продолжительности использования максимальной нагрузки по графику, Тмах=7783,01 ч; значит, τ – 6950 ч; SН.Т.=63MBA.
,
Потери электроэнергии в двух параллельно работающих трансформаторах:
ΔW1=2*ΔW’1=2*1,7*106=3,4*106кВт*ч.
Потери электроэнергии в трансформаторе ТРДН-40000/110.
,
.
Потери электроэнергии в двух параллельно работающих трансформаторах:
ΔW2=2*ΔW’2=2*6,34*106=12,68*106кВт*ч.
Потери электроэнергии в трансформаторе ТРДН-25000/110.
,
.
Потери электроэнергии в двух параллельно работающих трансформаторах:
ΔW3=2* ΔW’3=2*3,82*106=7,64*106кВт*ч.
Капитальные затраты.
Для расчета капитальных затрат составляем таблицу, в которой будем учитывать только то оборудование, на которое отличаются варианты.
Таблица 5.
Капитальные затраты
Наименование оборудования Стоимость ед., тыс.руб. Вариант 1 Вариант 2
Количество ед., шт. Общая стоимость, тыс.руб. Количество ед., шт Общая стоимость, тыс.руб.
ТДТН-63000/110 37800 2 75600 - -
ТРДН-40000/110 26400 - - 2 52800
ТРДН-25000/110 19650 - - 2 39300
Выключатели 110 2100 8 16800 10 21000
Разъединители 110 500 32 16000 34 17000
ИТОГО - - 108400 - 130100
Получим годовые эксплуатационные издержки:
для 1 варианта:
для 2 варианта:
Приведенные затраты 1 варианта:
Подсчитаем наиболее экономичный 1 вариант:
Таким образом, 1 вариант по сравнению со 2 вариантом является экономически выгодным на 11,9%. Остальные расчеты будем вести для 1 варианта.
7. СХЕМА ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
На проектируемой ПС выбираем постоянный оперативный ток, поскольку
постоянный оперативный ток применяется на подстанциях 220-500 кВ с
воздушными выключателями. Источником постоянного тока служит
аккумуляторная батарея, работающая в режиме постоянного поднаряда от выпрямительной установки.
При подсчете нагрузок учитываем, что приемники с.н. могут иметь неполную загрузку и работать не одновременно. Это учитывается коэффициентом спроса kс.
Определяем по таблицам установленную мощность приемников Руст и подсчитываем расчетную нагрузку
Ррасч = kс *Руст
Принимаем для осветительной нагрузки, обогрева cosφ=1; для двигательной нагрузки cosφ= 0,85, определяем соответствующий tgφ и тогда
Qрасч=Pрасч*tgφ
Таблица 6.
Приемники собственных нужд подстанции
Наименование приемников Установленная мощность cosφ tgφ kс Расчетная нагрузка
Мощ.
×ед. Всего,
кВт
P,кВт Q,кВт
Охлаждение трансформаторов 42×2 84 0,85 0,62 0,8 67,2 41,66
Электроподогрев
и сушка трансформаторов 63×2 200 1 0 1 200 -
Фильтрпресс 3×1 3 0,85 0,62 0,1 0,3 0,19
Маслоочиститель-ная установка 28×1 28 0,85 0,62 0,25 7 4,34
Постоянно включенные сигнальные лампы 0,5×45 22,5 1 0 1 22,5 -
Насосы 3×1 3 0,85 0,62 0,1 0,3 0,19
Насосы пожаротушения 200×1 200 0,85 0,62 0,05 10 6,2
Отопление насосной пожаротушения 20×1 20 1 0 0,1 2 -
Подогрев выключателей 110кВ 1,8×6 14,4 1 0 1 14,4 -
Подогрев выключателей 35кВ 1,8×8 10,8 1 0 1 10,8 -
Отопление ЗРУ совмещенного
с ОПУ - 20 1 0 1 20 -
Освещение ЗРУ совмещенного
с ОПУ - 2,2 1 0 0,6 1,3 -
Устройство связи - 2 1 0 1 2 -
Освещение
ОРУ-110 - 11,2 1 0 0,35 3,9 -
Освещение
ОРУ-110 - 11,2 1 0 0,35 3,9 -
ИТОГО 365,6 52,58
Таким образом, расчетная нагрузка:
,
.
ремонтная нагрузка (сварочный аппарат): 23кВт;
Всего: 23+0,36=23,36кВт.
Полная нагрузка 23,36/0,85=27,48кВА.
Выбор числа и мощности трансформаторов собственных нужд.
Sрасч=Sз=369,362кВА.
Условия выбора ТСН:
SН.Т.≥ SФ.Т.; SФ.Т.=0,65* Sмах , Sмах =Sрасч=Sз=369,362кВА.
SФ.Т.=0,65* 369,362=255,502кВА.
SН.Т.≥ 255,502кВА.
Выбираем ТСН мощностью 400кВА марки ТСЗ-400/10.
Таблица 7.
Технические данные ТСН-400/10
Тип трансформатора SН.Т., кВА Iх, % Напряжение обмоток, кВ Потери, кВт UКЗ,%
ВН НН ΔРх ΔРк
ТСЗ-400/10 400 3 10 0,4 1,3 5,4 5,5
ТСЗ-400/10 - это трехфазный трансформатор с естественным воздушным охлаждением при защищенном исполнении.
Проверим выбранный ТСН в режиме аварийного отключения другого параллельно работающего трансформатора при 30% перегрузке данного ТСН (с учетом ремонтного режима):
Sмах ≤ 1,3* SН.Т.;
369,362+27,48 ≤ 1,3*400кВА;
369,362 ≤ 520 кВА.
Выбор схемы питания собственных нужд
Трансформаторы с.н. 10/0,4 присоединяются к разным источникам питания (вводом разных трансформаторов, различным секциям РУ6-10 кВ, снабженных АВР).
На ПС с оперативным постоянным током ТСН присоединяются к шинам РУ 10 кВ, а при отсутствии их - к выводам НН трансформаторов (автотрансформаторов). Мы присоединяем в данном проектировании к шинам РУ 10 кВ.
В цепях ТСН на стороне 10 кВ устанавливаем выключатели.
Рис.16. Схема питания с.н. подстанции
8. Расчет токов короткого замыкания
Расчеты токов КЗ необходимы:
- для сопоставления, оценки выбора главных схем электрических станций, сетей и подстанций;
- выбора и проверки электрических аппаратов и проводников;
- проектирования и настройки устройств РЗ и автоматики;
- определения влияния токов нулевой последовательности линий электропередачи на линии связи;
- проектирования заземляющих устройств;
- анализа аварий в электроустановках и электрических системах;
- анализа устойчивости работы энергосистем.
В данном курсовом проекте рассчитываются только токи трехфазного короткого замыкания, т.к. он является наибольшим. Токи короткого замыкания
рассчитываются приближенным методом в относительных единицах.
8.1 Составление расчетной схемы
Под расчетной схемой электроустановки понимают упрощенную однолинейную схему установки с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на ток КЗ и поэтому должны быть учтены при выполнении расчетов.
Рисунок 8.1 – Расчетная схема
8.2 Расчет тока короткого замыкания в точке К1
Составим схему замещения:
Рисунок 8.2 – Схема замещения для точки К-1
За базисные величины принимают: Sб=1000МВА; UсрI=115 кВ; UсрII=38,5 кВ; UсрIII=10,5 кВ.
Сопротивление системы:
Сопротивление линий(ВЛ 110кВ):
Для ВЛ 110кВ Худ=0,4 ом/км;
Упростим схему замещения до вида:
Рисунок 8.3 – Упрощенная схема замещения для точки К-1
Токи короткого замыкания для точки К1:
а) Периодическая составляющая тока короткого замыкания
, (8.1)
где Е*’’– сверхпереходная ЭДС, для источников бесконечной мощности Е*’’= 1;
Хрез – сопротивление генерирующей ветви до точки КЗ;
Iб – базисный ток, кА; Базисный ток определяется по формуле:
б) Ударный ток короткого замыкания:
(8.2)
где Куд – ударный коэффициент, определяется по [6] , табл.3.8;
в) Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:
где Та – постоянная времени затухания, определяется по [6], табл.3.8;
г) Периодическую составляющую тока короткого замыкания:
- для источника бесконечной мощности (системы);
.
8.3 Расчет тока короткого замыкания в точке К2
Составим схему замещения:
Рисунок 8.4 – Схема замещения для точки К-2
Сопротивление обмоток трансформатора с высшим напряжением:
Сопротивление обмоток трансформатора со средним напряжением:
Упростим схему замещения до вида:
Рисунок 8.5 – Упрощенная схема замещения для точки К-2
Токи короткого замыкания для точки К2:
а) Периодическая составляющая тока короткого замыкания
, (8.1)
где Е*’’– сверхпереходная ЭДС, для источников бесконечной мощности Е*’’= 1;
Хрез – сопротивление генерирующей ветви до точки КЗ;
Iб – базисный ток, кА; Базисный ток определяется по формуле:
б) Ударный ток короткого замыкания:
(8.2)
где Куд – ударный коэффициент, определяется по [6] , табл.3.8;
в) Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:
где Та – постоянная времени затухания, определяется по [6], табл.3.8;
г) Периодическую составляющую тока короткого замыкания:
- для источника бесконечной мощности (системы);
.
8.4 Расчет тока короткого замыкания в точке К3 с выключенным QB
Составим схему замещения:
Рисунок 8.6 – Схема замещения для точки К-3
с выключенным QB
Сопротивление обмоток трансформатора с высшим напряжением:
Сопротивление обмоток трансформатора со средним напряжением:
Сопротивление обмоток трансформатора со средним напряжением:
Упростим схему замещения до вида:
Рисунок 8.7 – Упрощенная схема замещения для точки К-3
с выключенным QB
Токи короткого замыкания для точки К3 с выключенным QB:
а) Периодическая составляющая тока короткого замыкания
, (8.1)
где Е*’’– сверхпереходная ЭДС, для источников бесконечной мощности Е*’’= 1;
Хрез – сопротивление генерирующей ветви до точки КЗ;
Iб – базисный ток, кА; Базисный ток определяется по формуле:
б) Ударный ток короткого замыкания:
(8.2)
где Куд – ударный коэффициент, определяется по [6] , табл.3.8;
в) Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:
где Та – постоянная времени затухания, определяется по [6], табл.3.8;
г) Периодическую составляющую тока короткого замыкания:
- для источника бесконечной мощности (системы);
.
8.5 Расчет тока короткого замыкания в точке К3 с включенным QB
Составим схему замещения:
Рисунок 8.8 – Схема замещения для точки К-3
с включенным QB
Упростим схему замещения до вида:
Рисунок 8.9 – Упрощенная схема замещения для точки К-3
с выключенным QB
Токи короткого замыкания для точки К3 с включенным QB:
а) Периодическая составляющая тока короткого замыкания
, (8.1)
где Е*’’– сверхпереходная ЭДС, для источников бесконечной мощности Е*’’= 1;
Хрез – сопротивление генерирующей ветви до точки КЗ;
Iб – базисный ток, кА; Базисный ток определяется по формуле:
б) Ударный ток короткого замыкания:
(8.2)
где Куд – ударный коэффициент, определяется по [6] , табл.3.8;
в) Апериодическая составляющая тока короткого замыкания:
где Та – постоянная времени затухания, определяется по [6], табл.3.8;
г) Периодическую составляющую тока короткого замыкания:
- для источника бесконечной мощности (системы);
.
Результаты расчета токов короткого замыкания сводим в таблицу
Таблица 7.1 - Сводная таблица токов короткого замыкания
Точка КЗ Iп.0, кА iу, кА iаτ, кА Iп.τ, А
К1 18,6 45,16 0,93 18,6
К2 13,6 31 0,012 13,6
К3 (QВ отключен) 25,82 50 0,0016 25,82
К3 (QВ включен) 34 65,82 0,0021 34
9. Выбор выключателей и разъединителей
9.1 Выбор выключателей и разъединителей 110кВ
Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания и включение на существующее короткое замыкание.
К выключателям высокого напряжения предъявляют следующие требования:
- надежное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);
- быстрота действия, т. е. наименьшее время отключения;
- пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения, т. е. быстрое включение выключателя сразу же после отключения;
- возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110 кВ и выше;
- легкость ревизии и осмотра контактов;
- взрыво- и пожаробезопасность;
- удобство транспортировки и эксплуатации.
Выключатели высокого напряжения должны длительно выдерживать номинальный ток Iном и номинальное напряжение Uном.
В пределах одного распределительного устройства выключатели и разъединители выбираются однотипными по цепи самого мощного присоединения, в данном случае по цепи трансформатора связи.
Выбираем на ЗРУ 110 кВ вакуумные выключатели с электромагнитным приводом ВБЭ-110-31,5/1250.
ВБЭ-110-31,5/1250 вакуумный выключатель внутренней установки имеет электромагнитный привод и предназначен для работы на присоединениях частыми коммутациями (например, дуговые сталеплавильные печи). Выключатель ВБЭ-110 обладает повышенной взрыво- и пожаробезопасностью, удобством и простотой в эксплуатации.
Условия выбора :
где - номинальное напряжение выключателя;
- номинальный ток выключателя;
- номинальный и максимальный токи цепи.
1) 110кВ≥110кВ
2) 1250А≥290А
3) 1250А≥580А
Выбранный выключатель проверяем по следующим условиям:
- на номинальный ток отключения:
Iн,откл =31,5кА≥Iп,τ=18,6кА
- на возможность отключения апериодической составляющей :
где βн- нормативное содержание апериодической составляющей в полном токе короткого замыкания.
- на динамическую устойчивость:
iдин =80кА≥ iуд=45,16кА
- на термическую устойчивость:
где It – ток термической стойкости, кА;
tt– время протекания тока термической стойкости, определяем
из паспортных данных, с.
Выбранный выключатель ВБЭ – 110-31,5/1250 удовлетворяет всем требованиям.
Разъединители выбираются в тех же цепях, что и выключатели и по тем же условиям, а проверяются на термическую и динамическую устойчивость.
Выбираем на ЗРУ 110 кВ разъединители РГД-110-II/1000УХЛ1 (горизонтально-поворотного типа, с исполнением изоляции II по ГОСТ 9920).
РГД-110-II/1000УХЛ1 – горизонтальный двухконтактный разъединитель производства Уфимского завода “Электроаппарат” с номинальным 110 кВ и номинальным током 1000 А. Разъединитель предназначен для включения и отключения обесточенных участков электрических цепей переменного тока частотой 50 Гц и 60 Гц с номинальным напряжением 110 кВ, с созданием видимого разрыва, а также заземления отключенных участков при помощи стационарных заземлителей. Разъединитель допускает включения и отключения токов холостого хода трансформаторов, зарядных токов воздушных линий.
Достоинства:
- При расстоянии между полюсами 2000 мм разъединитель способен включать
и отключать ток холостого хода трансформаторов до 4,0 А и зарядные токи до 1,5 А.
- Управление главными ножами и заземлителями разъединителя осуществляется приводом.
- Ресурс по механической износостойкости не менее 10000 циклов "В-tП-О".
- Срок службы РГД до первого среднего ремонта, при условии не выработки механического ресурса, не менее, 15 лет.
Условия выбора :
1) 110кВ≥110кВ
2)1000А≥290А
3)1000А≥580А
Выбранный разъединитель проверяем по следующим условиям:
- на динамическую устойчивость:
- на термическую устойчивость:
Выбранный разъединитель типа РГД –110-II/1000 УХЛ 1 удовлетворяет всем требованиям.
9.2 Выбор выключателей и разъединителей 35кВ
Выбираем на ЗРУ 35 кВ вакуумные выключатели с электромагнитным приводом ВВЭЛ-35-25/1000.
ВВЭЛ-35-25/1000 - вакуумный выключатель предназначенный для работы в электроустановках с частыми коммутациями.
Возможна выкатная установка этого высоковольтного выключателя на определенные типы ячеек зарубежного производства. Выкатное исполнение выключателей ВВЭЛ-35 может быть установлено в некоторых типах ячеек зарубежных изготовителей. При этом блок цепей сигнализации и управления выносится за пределы ячейки.
Новые выключатели ВВЭЛ-35 имеют меньшие массу и габариты за счет применения импортных эпоксидных изоляторов, вакуумной камеры и нового электромагнитного привода.
Условия выбора :
где - номинальное напряжение выключателя;
- номинальный ток выключателя;
- номинальный и максимальный токи цепи.
1)35кВ≥35кВ
2)1000А≥320А
3)1000А≥980А
Выбранный выключатель проверяем по следующим условиям:
- на номинальный ток отключения:
Iн,откл =25кА≥Iп,τ=13,6кА
- на возможность отключения апериодической составляющей :
где βн- нормативное содержание апериодической составляющей в полном токе короткого замыкания.
- на динамическую устойчивость:
iдин =52кА≥ iуд=31кА
- на термическую устойчивость:
где It – ток термической стойкости, кА;
tt– время протекания тока термической стойкости, определяем
из паспортных данных, с.
Выбранный выключатель ВВЭЛ-35-25/1000 удовлетворяет всем требованиям.
Разъединители выбираются в тех же цепях, что и выключатели и по тем же условиям, а проверяются на термическую и динамическую устойчивость.
Выбираем на ЗРУ 35 кВ разъединители РГТ-35-I/630 УХЛ1.
РГТ-35-I/630УХЛ1 – горизонтальный трехконтактный разъединитель производства Уфимского завода “Электроаппарат” с номинальным 35 кВ и номинальным током 630 А. Разъединитель предназначен для включения и отключения обесточенных участков электрических цепей переменного тока частотой 50 Гц и 60 Гц с номинальным напряжением 35 кВ, с созданием видимого разрыва, а также заземления отключенных участков при помощи стационарных заземлителей. Разъединитель допускает включения и отключения токов холостого хода трансформаторов, зарядных токов воздушных линий.
Достоинства:
- Разъединитель способен включать и отключать ток холостого хода трансфор-
маторов до 4,0 А и зарядные токи до 1,5 А.
- Управление главными ножами и заземлителями разъединителя осуществляется приводом.
- Ресурс по механической износостойкости не менее 5000 циклов "В-tП-О".
- Срок службы РГТ до первого среднего ремонта, при условии не выработки
механического ресурса, не менее, 15 лет
Условия выбора :
1)35кВ≥35кВ
2)1000А≥320А
3)1000А≥980А
Выбранный разъединитель проверяем по следующим условиям:
- на динамическую устойчивость:
- на термическую устойчивость:
Выбранный разъединитель типа РГТ-35-I/630 УХЛ1 удовлетворяет всем требованиям.
9.3 Выбор выключателей на 10 кВ
В цепи ЛЭП выберем ВБЭ-10-31,5/630 вакуумный выключатель с электромагнитным приводом и предназначенный для работы на присоединениях
с частыми коммутациями (например, дуговые сталеплавильные печи) и встроенный в КРУ типа К-63. Выключатель ВБЭ-10 обладает повышенной взрыво- и пожаробезопасностью, удобством и простотой в эксплуатации.
Условия выбора :
где - номинальное напряжение выключателя;
- номинальный ток выключателя;
- номинальный и максимальный токи цепи.
1)10кВ≥10кВ
2)630А≥170А
3)630А≥260А
Выбранный выключатель проверяем по следующим условиям:
- на номинальный ток отключения:
Iн,откл =31,5кА≥Iп,τ=25,82кА
- на возможность отключения апериодической составляющей :
где βн- нормативное содержание апериодической составляющей в полном токе короткого замыкания.
- на динамическую устойчивость:
iдин =80кА≥ iуд=50кА
- на термическую устойчивость:
где It – ток термической стойкости, кА;
tt– время протекания тока термической стойкости, определяем
из паспортных данных, с.
Выбранный выключатель ВБЭ –10-31,5/2500 удовлетворяет всем требованиям.
В качестве вводных и секционных выключателей выберем ВБЭ – 10-31,5/2500
встроенный в КРУ типа К-61М.
Условия выбора :
где - номинальное напряжение выключателя;
- номинальный ток выключателя;
- номинальный и максимальный токи цепи.
1)10кВ≥10кВ
2)2500А≥1050А
3)2500А≥2100А
Выбранный выключатель проверяем по следующим условиям:
- на номинальный ток отключения:
Iн,откл =31,5кА≥Iп,τ=25,82кА
- на возможность отключения апериодической составляющей :
где βн- нормативное содержание апериодической составляющей в полном токе короткого замыкания.
- на динамическую устойчивость:
iдин =80кА≥ iуд=50кА
- на термическую устойчивость:
где It – ток термической стойкости, кА;
tt– время протекания тока термической стойкости, определяем
из паспортных данных, с.
Выбранный выключатель ВБЭ –10-31,5/2500 удовлетворяет всем требованиям.
10. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
10.1 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 110 кВ
При установке выключателей и остального оборудования в ЗРУ, трансформаторы тока во всех присоединениях, кроме секционного выключателя, выносятся в стену здания и выбираются такими же, как встроенные во ввод силового трансформатора (типа ТВТ).
Исходя из вышеизложенного, выбираем трансформаторы тока типа ТВТ – 110-I I I- 600/5, встроенные во ввод силового трансформатора и имеющие номинальную предельную кратность вторичной обмотки, равную 20.
Для уменьшения погрешностей первичный ток трансформатора должен быть как можно ближе к действительному току цепи.
Условия выбора:
1)Uн,ТА=110кВ≥Uуст=110кВ
2) Iн,1ТА =600А≥Iн,цепи=230А
3) Iн,1ТА =600А≥Imax,цепи=460А
Выбранные трансформаторы тока проверяются по условиям:
- на электродинамическую устойчивость:
- на термическую устойчивость:
675кА2 с ≥34,6 кА2 с
- на вторичную нагрузку:
(10.6)
Т. к. индуктивное сопротивление вторичной цепи трансформатора тока мало, то принимаем:
;
Для определения rприб. , составляется таблица с приборами, подключаемыми к трансформатору тока :
Таблица 9.1 – Нагрузка трансформаторов тока 110 кВ
Наименование прибора Тип прибора Потребляемая мощность, ВА
Амперметр Э 390 0,5
Определяем rприб. по формуле:
rконт. = 0,05 Ом при числе приборов до трех, включительно.
Определяем rпров. из формулы :
rпров. = z2ном – rприб.– rконт. = 0,8 – 0,02 – 0,05 = 0,73Ом,
Зная rпров, рассчитывается сечение провода по формуле:
(10.9)
где r – удельное сопротивление проводов (для алюминия r = 0,0283 Ом/мм2);
lрасч. =100-100∙0,2=80
Согласно НТП , на подстанции с высшим напряжением 110 кВ применяются провода с алюминиевыми жилами (минимальное значение сечения- 4 мм2)
Находим действительное сопротивление проводов:
Производим конечную проверку:
z2ном = 0,8 Ом > z2расч = rприб. + rпров. + rконт =0,02+ 0,57 + 0,05 = 0,64 Ом
Трансформатор тока ТВТ-110-III– 600/5 проходит по всем условиям.
Трансформаторы напряжения выбираем по условиям :
1)UномTV ≥ Uуст;
2) ;
3)Sн TV ≥ Sрасч
Предполагаем установить на ЗРУ 110 кВ измерительный трансформатор напряжения типа CPB/CPA-123.
Условия выбора ТН
1)110 кВ ≥ 110 кВ;
2) ;
3)Sн TV ≥ Sрасч.
Для определения вторичной нагрузки составляем таблицу
Таблица 9.2 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 110 кВ
Наиме-нование цепи Наименование прибора Тип прибора Потреб. мощн-ть, В∙А Кол-во катушек Кол-во прибо-ров
Линия 110 кВ Ваттметр Д-365 2 2 2 8
Варметр Д-365 2 2 2 8
Фиксир. прибор для опр. места КЗ ФИП 3 1 2 6
Сборные шины 110 кВ Вольтметр Э-377 2 1 1 2
Регистрир. вольтметр Н-393 10 1 1 10
Итого 34
100ВА≥34ВА
Намеченный трансформатор напряжения проходит по вторичной нагрузке.
10.2 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 35 кВ
Исходя из того, что распределительное устройство закрытое, выбираем ТН типа
ТВТ. ТВТ-35-III-600/5
Условия выбора:
1)Uн,ТА=35кВ≥Uуст=35кВ
2) Iн,1ТА =600А≥Iн,цепи=206А
3) Iн,1ТА =600А≥Imax,цепи=412А
Выбранные трансформаторы тока проверяются по условиям:
- на электродинамическую устойчивость:
- на термическую устойчивость:
846,7кА2 с ≥16,6 кА2 с
- на вторичную нагрузку:
(10.6)
Т. к. индуктивное сопротивление вторичной цепи трансформатора тока мало, то принимаем:
;
Для определения rприб. , составляется таблица с приборами, подключаемыми к трансформатору тока :
Таблица 9.1 – Нагрузка трансформаторов тока 35 кВ
Наименование приборов тип Sприб, ВА
Амперметр Э-335 0,5
Ваттметр Д-335 0,5
Счетчик активной энергии ЦЭ 6804 2∙0,1∙1
Счетчик реактивной энергии ЦЭ 6811 2∙0,3∙1
Σ 1,8
Определяем rприб. по формуле:
rконт. = 0,05 Ом при числе приборов до трех, включительно.
Определяем rпров. из формулы (10.7):
rпров. = z2ном – rприб.– rконт. = 1,2 – 0,072 – 0,05 = 1,078Ом,
Зная rпров, рассчитывается сечение провода по формуле:
где r – удельное сопротивление проводов (для алюминия r = 0,0283 Ом/мм2);
lрасч. =80-80∙0,25=60
Согласно НТП , на подстанции с высшим напряжением 110 кВ применяются провода с алюминиевыми жилами (минимальное значение сечения- 4 мм2)
Находим действительное сопротивление проводов:
Производим конечную проверку:
z2ном = 1,2 Ом > z2расч = rприб. + rпров. + rконт =0,072+ 0,4 + 0,05 = 0,522 Ом
Трансформатор тока ТВТ-35-III– 600/5 проходит по всем условиям.
Трансформаторы напряжения выбираем по условиям :
1)UномTV ≥ Uуст;
2) ;
3)Sн TV ≥ Sрасч
Предполагаем установить на ЗРУ 35 кВ измерительный трансформатор напряжения типа ЗНИОЛ-35.
Условия выбора ТН
1)35 кВ ≥ 35 кВ;
2) ;
3)Sн TV ≥ Sрасч.
Для определения вторичной нагрузки составляем таблицу
Таблица 9.2 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 35 кВ
Наиме-нование цепи Наименование прибора Тип прибора Потреб. мощн-ть, В∙А Кол-во катушек Кол-во прибо-ров
Линия 35 кВ Счетчик активной энергии ЦЭ-68058 1 2 4 8
Счетчик реактивной энергии ЦЭ-6811 1 2 4 8
Сборные шины 35 кВ Вольтметр(междуфазный) Э-377 2 1 1 2
Вольтметр(трехфазный) Э-377 2 1 1 2
Обмотка СН Амперметр Э-390 0,5 1 2 1
Ваттметр Д-305 2 2 1 4
Счетчик активной энергии ЦЭ-68058 1 2 1 2
Счетчик реактивной энергии ЦЭ-6811 1 2 1 2
Итого 21
200ВА≥21ВА
Намеченный трансформатор напряжения проходит по вторичной нагрузке.
10.3 Выбор измерительных трансформаторов на стороне 10 кВ
Поскольку на РУНН устанавливаются КРУ поставляемые уже со встроенными измерительными трансформаторами тока, то нет необходимости их выбирать и проверять.В КРУ К-63 устанавливают ТЛК-10-30,5/1500, а в КРУ
К-61М ТШЛ-10-1/3000.
Трансформаторы напряжения выбираем по условиям :
1)UномTV ≥ Uуст;
2) ;
3)Sн TV ≥ Sрасч
Предполагаем установить на РУ 10 кВ измерительный трансформатор напряжения типа ЗНИОЛ-10.
Условия выбора ТН:
1)10 кВ ≥ 10 кВ;
2) ;
3)Sн TV ≥ Sрасч.
Для определения вторичной нагрузки составляем таблицу
Таблица 9.2 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения 35 кВ
Наиме-нование цепи Наименование прибора Тип прибора Потреб. мощн-ть, В∙А Кол-во катушек Кол-во прибо-ров
Линия 10 кВ Счетчик активной энергии ЦЭ-68058 1 2 12 24
Счетчик реактивной энергии ЦЭ-6811 1 2 12 24
Амперметр Э-390 0,5 1 12 6
Сборные шины 10 кВ Вольтметр(междуфазный) Э-377 2 1 1 2
Вольтметр(трехфазный) Э-377 2 1 1 2
Обмотка НН Амперметр Э-390 0,5 1 1 0,5
Ваттметр Д-305 2 2 1 4
Счетчик активной энергии ЦЭ-68058 1 2 1 2
Счетчик реактивной энергии ЦЭ-6811 1 2 1 2
Итого 88,5
125ВА≥88,5ВА
Намеченный трансформатор напряжения проходит по вторичной нагрузке.
11.Выбор токоведущих частей
11.1 Выбор сборных шин и токоведущих частей ЗРУ 110 кВ.
Согласно ПУЭ, в РУ-110кВ и РУ-35кВ в качестве шин и ошиновки применяются гибкие шины, выполняемые проводами типа АС. Сборные шины выбираем по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения.
Намечаем провода АС-205/27 в качестве шин с допустимым током 505 А
Выполним проверку шин:
- на термическую стойкость
C=90[6,стр 341].
- по условиям коронирования.
Определяем начальную критическую напряженность по формуле :
где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода. Для многопроволочного провода m = 0,82.
Определяем напряженность вокруг провода по формуле:
Условие проверки:
1,07∙15,24=16,31кВ/см2≤ 0,9∙25,1=22,64 кВ/см2
На основании этих расчетов можем заключить, что провод АС – 205/27 по условиям короны проходит.
Токоведущие части от выводов трансформатора 110 кВ до выключателя 110 кВ выполняем гибкими проводами. Сечение проводов выбираем по экономической плотности тока ([6], табл. 4.4);
Выбираем провод типа АС – 240/32, q = 240 мм2, Iдоп. = 505 А
Проверяем провод по допустимому току:
Iдоп =505А≥ Imax=460А
Проверим провод на термическую стойкость:
Проверим провод по условиям коронирования:
Определяем начальную критическую напряженность:
Определяем напряженность вокруг провода:
Условие проверки:
1,07∙14,17=15,15кВ/см2≤ 0,9∙32=28,8 кВ/см2
Провод АС – 240/32 по условиям короны проходит.
11.2 Выбор сборных шин и токоведущих частей ЗРУ 35 кВ.
Согласно ПУЭ, в РУ-110кВ и РУ-35кВ в качестве шин и ошиновки применяются гибкие шины, выполняемые проводами типа АС. Сборные шины выбираем по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения.
Намечаем провода АС-205/27 в качестве шин с допустимым током 505 А
Выполним проверку шин:
- на термическую стойкость
C=90[6,стр 341].
- по условиям коронирования.
Определяем начальную критическую напряженность по формуле :
где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода. Для многопроволочного провода m = 0,82.
Определяем напряженность вокруг провода по формуле:
Условие проверки:
1,07∙5,48=5,78кВ/см2≤ 0,9∙25,1=22,64 кВ/см2
На основании этих расчетов можем заключить, что провод АС – 205/27 по условиям короны проходит.
Токоведущие части от выводов трансформатора 110 кВ до выключателя 110 кВ выполняем гибкими проводами. Сечение проводов выбираем по экономической плотности тока ([6], табл. 4.4);
Выбираем провод типа АС – 240/32, q = 240 мм2, Iдоп. = 505 А
Проверяем провод по допустимому току:
Iдоп =505А≥ Imax=460А
Проверим провод на термическую стойкость:
Проверим провод по условиям коронирования:
Определяем начальную критическую напряженность:
Определяем напряженность вокруг провода:
Условие проверки:
1,07∙5,12=5,5кВ/см2≤ 0,9∙32=28,8 кВ/см2
Провод АС – 240/32 по условиям короны проходит.
11.3 Выбор сборных шин и токоведущих частей РУ 10 кВ.
Сборные шины и ошиновка в РУ 10 кВ выполняется жесткими алюминиевыми шинами прямоугольного сечения. В случае применения КРУ шины не выбираются и не проверяются по токам к.з., указывается только номинальный ток сборных шин и шкафов.
12.Выбор конструкции распределительных устройств
Конструкции ЗРУ 110 кВ и ЗРУ 35 кВ:
Так как предпритие химической промышленности является источником большого загрязнения атмосферного воздуха, распределительное устройство, согласно ПУЭ, строится закрытым.
Закрытое РУ должно обеспечивать надёжность работы электроустановки. Обслуживание ЗРУ должно быть удобным и безопасным. Размещение оборудования в РУ должно обеспечивать хорошую обозреваемость, удобство ремонтных работ, полную безопасность при ремонтах и осмотрах. Для безопасности соблюдаются минимальные расстояния от токоведущих частей до различных элементов ЗРУ. Неизолированные токоведущие части во избежание случайных прикосновений к ним должны быть помещены в камеры или ограждены. Из помещений ЗРУ предусматриваются выходы наружу или в помещения с несгораемыми стенами и перекрытиями. ЗРУ должно обеспечивать пожарную безопасность. Основой ячеек является стальной каркас, на который опираются плиты междуэтажного перекрытия на высоте 4,8 м. Всё оборудование расположено в два ряда. По длине здание разделено поперечными стенами, отделяющими одну секцию шин от другой. Перегородки ячеек первого этажа выполнены из железобетонных плит, а второго этажа – из асбоцементных плит, укреплённых на металлическом каркасе.
Конструкции РУ 10:
Ячейки К-63 и К-61М представляют собой сварную металлическую конструкцию из гнутых стальных профилей, так же каркас ячеек может изготавливаться из оцинкованной стали с применением технологии заклепочных соединений, что значительно повышает прочность корпуса, улучшает внешний вид и антикоррозийные свойства изделия.
В него устанавливаются аппараты и приборы согласно схемам главных и вторичных цепей.
Ячейки К-63 и К-61М состоят из основных сборочных единиц: корпуса с аппаратурой; выкатной тележки; релейного шкафа внутри которого расположены устройства защиты и автоматики, аппаратура сигнализации и управления, приборы измерения и другие устройства вспомогательных цепей; отсека сборных шин.
Доступ в ячейки К-63 и К-61М обеспечен через две двери: дверь релейного отсека, дверь отсека трансформаторов напряжения или предохранителя, Дверь трансформаторного отсека имеет смотровое окно для обзора внутренней части камер без снятия напряжения. Дверь релейного отсека является панелью, на которой смонтирована аппаратура схем вспомогательных цепей. На фасаде размещена аппаратура с задним присоединением проводов, на внутренней стороне выполнена раскладка проводов. Внутри камера освещена лампой накаливания.
Выкатная тележка представляет собой сварную конструкцию, на которой устанавливается высоковольтное оборудование различных производителей - вакуумный выключатель BB/TEL («Таврида Электрик»), ВБМ, ВБЭ (г. Саратов), ВБСК (г. Минусинск), определяемое схемой соединения главных цепей, и разъединяющие контакты.
Выкатной элемент может занимать относительно корпуса положение: рабочее, контрольное и ремонтное. В рабочем и контрольном положениях выкатной элемент находится в фиксированном положении.
В ремонтном положении выкатной элемент из корпуса шкафа выдвинут полностью, разъединяющие контакты главной цепи разомкнуты; выкатной элемент с установленной на нем аппаратурой может быть подвергнут осмотру и ремонту.
Ячейки К-63 и К-61М оборудованы следующими блокировками:
-механическая блокировка, не допускающая перемещения выкатного элемента из рабочего положения в контрольное, а также из контрольного положения в рабочее при включенном положении выключателя.
-механическая блокировка, не допускающая перемещения выкатного элемента из контрольного положения в рабочее при включенном заземляющем разъединителе; она состоит из упора, который контролирует положение вала заземляющего разъединителя и препятствует вкатыванию выкатного элемента. Конструктивно шкаф КРУ выполнен таким образом, что включать или выключать заземляющий разъединитель возможно только в ремонтном положении выкатного элемента.
-электромагнитная блокировка, не допускающая при включенном положении заземляющего разъединителя, перемещения в рабочее положение выкатного элемента в другом шкафу КРУ, от которого возможна подача напряжения на шкаф, где размещен заземляющий разъединитель.
Цепи вторичной коммутации ячейки КРУ размещены в релейном шкафу. Релейный шкаф представляет собой сварную металлическую конструкцию. Низковольтная аппаратура вторичных цепей смонтирована на панели внутри релейного шкафа либо на задней стенке релейного шкафа, либо на поворотной панели (дверь релейного шкафа).
Схемы вторичных цепей реализуются на электромеханических реле, а так же с использованием устройств микропроцессорной защиты различных производителей («Темп», «SEPAM», «УЗА», «MICOM» и др.).
На фасадной стороне шкафа КРУ нанесены надписи, указывающие ее назначение, а также порядковый номер камер в соответствии с опросным листом.
Ошиновка шкафов КРУ выполнена шинами из алюминиевого сплава электротехнического назначения.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Правила устройства электроустановок. – М: Энергия, 2003.
2. Рекомендации по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. – Министерство энергетики Российской Федерации, 2003.
3. Справочник по проектированию электрических сетей./под ред . Д.Л. Файбисовича.- 3-е изд., перераб. и доп. – М.: ЭНАС, 2009 – 392 с.
4. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Электроэнергетика» (раздел «Электроэнергетические системы и сети») / Уфимский авиационный технический университет, 2004; Сост. Т.Ю. Волкова, Г.М. Юлукова.
5. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС», 2007.
6. Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учебник для сред. проф. Образования / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова. – М.: Издательский цент «Академия», 2004. – 448 с.
7. Электрооборудование станций и подстанций (справочные материалы) / Под ред. Б.Н. Неклепаева. – М: Энергия, 1978. – 336 с.
8. Высоковольтное оборудование распределительных устройств электроэнергетических систем: учебное пособие / Ф.Р. Исмагилов, Т.Ю Волкова, Н.К Потапчук; Уфимск. гос. авиац. техн. ун-т. – Уфа: УГАТУ,
2010.-321 с.
Не Пропустите: