Расчет понизительной подстанции - курсовая

ЭСиПСЭ1.cdw

Мой кр эсипэс2.doc

Министерство общего и профессионального образования
Тольяттинский государственный университет
По предмету: «Электрическая часть станций и подстанций
в системах электроснабжения»
на тему: «Расчет понизительной подстанции 110106 кВ»
Расчет нагрузок подстанции
Выбор числа типа и мощности трансформаторов
Выбор главной схемы подстанции
Расчет токов короткого замыкания
Выбор выключателей.
Выбор трансформатора тока
Выбор трансформатора напряжения
Выбор основных решений по ПС
Система измерения на ПС. Релейная защита
Собственные нужды ПС
Расчет заземления ПС
Сметно-финансовый расчет
Современные подстанции имеют большое число присоединений к линиям электропередачи разного напряжения к различным трансформаторам и другим электрическим приборам что значительно усложняет главную электрическую схему подстанции которая на крупных подстанциях как правило представляет собой систему шин секционированную условиям надежной работы энергосистемы а так же уменьшение токов короткого замыкания. Рациональное проектирование сетевых подстанций всех типов по категориям электроприемников в частности рациональное и экономное построение главных электрических схем выбор параметров оборудования а так же оптимальная расстановка – представляет собой сложную и ответственную задачу.
Необходимо определить тип число и мощность силовых трансформаторов выключателей и другой коммутационной аппаратуры рациональную их расстановку а так же решить ряд задач управления эксплуатационного оборудования.
Главную схему подстанции разрабатывают по следующим требованиям:
Надежное электроснабжение присоединенных к подстанции потребителей
Надежный транзит мощности через распределительные устройства высшего напряжения
Экономически целесообразное значение тока короткого замыкания на стороне низшего напряжения
Соответствие требованиям противоаварийной автоматики.
Основные решения по схемам подстанции принимаются с учетом обеспечения надежности и перспективы развития подстанции.
Расчет нагрузок подстанции
На каждой ступени распределительного напряжения проектируемой подстанции заданы нагрузки потребителей в виде Рmax. По годовым графикам определяется характер изменения полной мощности:
Потребляемая энергия:
VII-Железнодорожная станция
По графикам полной мощности отдельных потребителей строится суммарный график нагрузки для всех ступеней напряжения обмоток трансформаторов подстанции.
Продолжительность максимальной нагрузки в году:
Коэффициент заполнения графика нагрузки:
Выбор типа числа и мощности трансформаторов.
Так как присутствуют потребители I категории выбираются два трехобмоточных трансформатора 110106кВ. SТНОМ определяется с учетом 40% перегрузки в нормальном режиме и с учетом коэффициента участия потребителей первой категории:
Выбираем для дальнейшего рассмотрения трансформаторы с мощностью 25 МВА и 40 МВА.
Выбирая по справочнику трансформаторы марок:
2Технико-экономический выбор рациональной номинальной мощности трансформаторов.
Рассматривается вариант если подстанция будет укомплектована трансформаторами ТДТН 25000110106.
DРхх=28.5 кВтUk% (ВН-СН)=105%DРкз=140 кВт
Iхх%=07%Uk% (ВН-НН)=17.5%Цена=72 300 руб
Находим приведенные потери мощности в стали трансформатора на Х.Х.:
DРх= DРх + Кип××DQх = 28.5 + 005× 175 = 37.25 кВт
где DQх = Iхх% × Sном т 100 = 07 × 25 000 100 = 175 квар
Потери активной мощности в режиме к.з. соответствующих обмоток при 10% загрузке:
Напряжение в режиме к.з. соответствующих обмоток:
Находим приведенные потери активной мощности в режиме к.з. соответствующих обмоток трансформатора:
DРк.i= DРк + Кип××Qк.i
где DQк = Uкi% × Sном т 100
DРк.в. = 70 + 0.05×2687.5 = 338.8 кВт
DРк.с. = 70 + 0.05×0 = 70 кВт
DРк.н. = 70 + 0.05×1687.5 = 154.4 кВт
Коэффициент загрузки соответствующих обмоток трансформатора:
Определяем приведенные потери активной мощности в трансформаторе:
Определяем экономическую нагрузку трансформаторов ПС:
при загрузке трансформаторов на подстанции менее чем на 15.1 МВА один из трансформаторов следует отключить.
Расчетные данные по потерям электроэнергии в трансформаторах сведены в таблицу№1.
На основании расчетных графиков нагрузки определяется стоимость потерь электроэнергии в трансформаторе на подстанции:
ИDWПС = Сэх(Тх)×DWx + Cэк(t)×DWk= 0.012×460975+ 0.011×2410280= 32044.8 р.
где Сэх(Тх)=0012 рубкВт×ч – стоимость 1кВт×ч потерь электроэнергии Х.Х. трансформаторов за время их работы в году Тх.
Cэк(t)=0011 рубкВт×ч – стоимость 1 кВт×ч нагрузочных потерь электроэнергии трансформатора которые определяются с помощью значения продолжительности максимальной нагрузки Тм.
Определяются приведенные затраты:
Зпр = Ен×К + И = Ен×К + Иэ + ИDWПС = 015× 144600 + 13592.4 +32045 = 67327.4 руб.
где Ен=015 – номинальный коэффициент эффективности;
К=2×72300 руб – капитальные затраты на оборудование ПС;
Иэ= Рсум×К=0094×144600= 13592.4 руб – ежегодные эксплуатационные издержки ( для ПС 110 кВ Рсум = 0094).
Рассматривается вариант если подстанция будет укомплектована трансформаторами ТДТН 40000110106.
DРхх=39 кВтUk% (ВН-СН)=105%DРкз=200 кВт
Iхх%=06%Uk% (ВН-НН)=17.5%Цена=94 400 руб
DРх= DРх + Кип××DQх = 39 + 005× 240 = 51 кВт
где DQх = Iхх% × Sном т 100 = 06 × 40 000 100 = 240 квар
DРк.в. = 100 + 268.8 = 368.8 кВт
DРк.с. = 100 + 0.05×0 = 100 кВт
DРк.н. = 100 + 154.4 = 254.4 кВт
при загрузке трансформаторов на подстанции менее чем на 21 МВА один из трансформаторов следует отключить.
ИDWПС = Сэх(Тх)×DWx + Cэк(t)×DWk= 0.012×701760+ 0.011×1050194= 19973.3 р.
Зпр = Ен×К + И = Ен×К + Иэ + ИDWПС = 015×188800 + 17747.2 +19973.3 = 66040.5 руб.
К=2×94 400 руб – капитальные затраты на оборудование ПС;
Иэ= Рсум×К=0094×188800= 17747.2 руб – ежегодные эксплуатационные издержки ( для ПС 110 кВ Рсум = 0094).
Варианты равноэкономичны используем метод срока окупаемости:
выбираем трансформатор ТДТН-400001106
Выбор главной схемы подстанции
Основные решения по схемам подстанций принимаются с учётом беспечения надёжности перспектив развития проведения ремонтных работ и безопасности эксплуатации. При разработке стремятся к максимальному упрощению схемы и применения минимума коммутационной аппаратуры.
Достоинства этой схемы: простота малая стоимость позволяющая обеспечить надежность электроснабжения потребителей.
Расчет токов короткого замыкания
Расчеты токов КЗ при проектировании ПС необходим для выбора электрических аппаратов токоведущих частей заземляющих устройств разрядников и т.д.
Технические данные: система: UH = 110 кВ; Sб = 1000 МВА; Sк = 4000 МВА
Линия: Х0 = 0.4 Омкм; L = 20 км; UH = 110 кВтрансформатор: Sн = 40 МВА; Sб = 1000 МВА
Расчет сопротивлений элементов схемы:
Мощность в точке короткого замыкания:
Найдем ударный ток в точке К1:
Куд=18 2 [Л: 6 стр 127 таблица 245]
Найдем ударный ток в точке К2:
Куд=192 [Л: 6 стр 127 таблица 245]
Расчет однофазного к.з. в точке К1 схемы:
Расчет максимального тока:
Данные расчетов сведены в таблицу№3:
Расчеты токов КЗ для выбора аппаратов и проводников их проверки по условиям термической и электродинамической стойкости при КЗ для определения параметров срабатывания проверки чувствительности и согласований действий устройств РЗ электроустановок 04 – 220 кВ проводится приближенным так называемым практическим методом многолетний опыт применения которого доказали его технико-экономическую целесообразность. При выполнении расчетов не учитывают:
Сдвиг по фазе ЭДС и изменение частоты вращения роторов синхронных машин;
Ток намагничивания трансформаторов;
Насыщение магнитных систем генераторов трансформаторов и электродвигателей;
Емкостную проводимость воздушных или кабельных линий;
Различие значений сверх переходных сопротивлений по продольной и поперечной осям синхронных машин;
Возможную не симметрию 3-х фазной системы;
Влияние не двигательной нагрузки на токи КЗ;
Подпитку места КЗ со стороны электродвигателей напряжением до 1 кВ при расчете токов КЗ в сети напряжением выше 1 кВ.
Выбор электрических аппаратов и проводников.
1 Выбор выключателя.
Наименование величин
Номинальное напряжение
Номинальный ток отключ.
Динамическая стойкость
Термическая стойкость
Выбираем выключатель ВМПЭ – 10 – 1600-20 встроенный в КРУН-37
Выбираем выключатель ВМПЭ – 10 – 2500-31.5 встроенный в КРУН-37
2. Выбор разъединителей отделителей и короткозамыкателей.
Выбираем разъединитель РНДЗ-1-110630 с приводом ПДН-220т
Выбираем отделитель ОДЗ-1-1101000 УХЛ1 с приводом ПРО-1У1
Выбираем короткозамыкатель КЗ-110Б-У1 с приводом ПРК-1У1
3 Выбор трансформатора тока.
Приборы на сторонах СН и НН:
Счетчик активной энергии
Счетчик реактивной энергии
Iн – вторичный ток прибора;
SSпр – мощность потребляемая приборами;
rk = 01 Ом – переходное сопротивление контактов;
По условию прочности сечения жил 4.36
Данные выбора трансформатора тока на сторону 6кВ занесены в таблицу
Номинальное значение
Электродинамическая стойкость кА
Выбираем трансформатор тока ТШЛ – 10 встроенный в КРУН
При сечении соединительных проводов 60 мм2 трансформатор тока ТШЛ – 10 соответствует классу точности 05 что допускается при учете электроэнергии.
Данные выбора трансформатора тока на сторону 10кВ занесены в таблицу:
Приборы на стороне ВН:
По условию прочности сечения жил 2.66
Данные выбора трансформатора тока на сторону 6кВ занесены в таблицу:
Выбираем трансформатор тока ТВТ – 110-3005 класса точности 0.5
5 Выбор трансформатора напряжения.
Приборы присоединенные к трансформатору напряжения:
Суммарная мощность приборов: SS = 25 ВА
Данные выбора трансформатора напряжения занесены в таблицу:
Выбираем трансформатор напряжения НТМИ – 10 – 66 УЗ:
Н – трансформатор напряжения;
М – с естественным масляным охлаждением;
И – для измерительных цепей;
Выбор ошиновки производится по экономической плотности тока:
Выбираем алюминиевую шину с размером 12 100 мм
Из условия нагрева по допустимому току (Л3 стр. 395)
Iдоп = 2860 А ³ Iмакс раб = 1571.9 А
На термическую стойкость при КЗ:
Qk доп = 200 о С ³ Qk
На динамическую стойкость при КЗ:
Изменением L и S определяется частота собственных колебаний для шин по условию исключения механического резонанса fo > 200 Гц из выражения:
Выбираем алюминиевую шину с размером 25 70 мм
Iдоп = 2500 А ³ Iмакс раб = 2453 А
Номинальное напряжение Uн=110кВ
Экономическая плотность тока:
Выбираем сечение провода АС-150.
Длительно допустимый ток
Imax≤Iдоп 134.4А450А
На термическую стойкость проверка не производится т.к. шины находятся на открытом воздухе.
Проверка на условие коронирования:
Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах выбор которых производится по следующим параметрам:
Номинальному напряжению:
Uном =10 кВ ³ Uуст = 6 кВ
допустимой нагрузке на головку опорного изолятора:
Выбираем опорный изолятор: ОНШ – 10 – 5 УХЛ1:
Uном =10 кВ ³ Uуст = 10 кВ
Проходные изоляторы выбираются по:
допустимой нагрузке на изолятор:
Выбираем проходной изолятор: ИП – 103150 –3000 У :
Выбираем проходной изолятор: ИП – 101600 –750 У :
9Выбор предохранителя
Выбираем предохранитель ПКТ101-12.5У3
11 Выбор разрядников.
Система измерений на подстанции.
Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанции осуществляется с помощью контрольно-измерительных приборов устанавливаемых на щитах управления. На линиях высокого напряжения устанавливаются приборы фиксирующие параметры необходимые для определения мест повреждения.
На заданной ПС устанавливаются следующие контрольно-измерительные приборы:
понизительный трехобмоточный трансформатор:
oСН и НН – амперметр ваттметр варметр счетчик активной и реактивной энергии;
Секционный выключатель
Трансформатор собственных нужд:
oАмперметр расчетный счетчик активной энергии.
Управление выключателями ОД КЗ сигнализацией автоматикой связью осуществляется оперативным током.
На ПС 110 кВ без выключателей на ВН применяется переменный оперативный ток. Установки переменного оперативного тока позволяют отказаться от дорогостоящих аккумуляторных батарей при этом уменьшается разветвленность оперативных сетей.
В курсовом проекте производится выбор защиты основных элементов проектируемой ПС – трансформаторов линий шин и др. и дается краткая характеристика применяемых защит. Защита линии осуществляется в зависимости от схемы питания числа цепей их конструктивного исполнения и т.д. Для парных линий одностороннего питания используется:
Попречно-дифференциальная защита;
Максимальная токовая защита;
Максимальная токовая защита каскадного действия в сочетании защитой минимального напряжения;
Средства автоматики – АПВ АВР.
Для защиты кабельных линий применяют токовые отсечки без выдержки времени. Кабельные линии защищаются от замыкания на землю для чего используют трансформаторы тока нулевой последовательности с действием на сигнал.
Защита трансформаторов осуществляется с учетом мощности и назначения трансформатора: от междуфазного КЗ в обмотках трансформаторов и на выводах витковых замыканий выполняются в виде продольной дифференциальной защиты действующей на отключение; для защиты от витковых замыканий междуфазных замыканий внутри кожуха трансформатора пожара в стали и других внутренних повреждений сопровождающихся выделением газа и понижением уровня масла предусматривается газовая защита. Понижающие трансформаторы защищаются от сверхтоков. При внешних КЗ предусматривается максимальная токовая защита без блокирования или с блокировкой минимального напряжения действующая на отключение с выдержкой времени. Трансформаторы с.н. защищаются от к.з. и от перегрузок.
Трансформаторы СН защищаются от к.з. и перегрузок. Для секционных шин предусматривается жесткая дифференциальная защита с двумя выдержками времени.
Выбор основных конструктивных решений по подстанции.
Состав оборудования и сооружений подстанции зависит от ее параметров и принятой схемы электрических соединений. Расположение РУ высокого и среднего напряжения определяется расположением воздушных линий электропередач и расположением соответствующих обмоток трехобмоточных трансформаторов.
Силовые трансформаторы на ПС располагаются так чтобы электрические связи с РУ были короче и проще т.е. в центре площадки. Маслохозяйство имеет оборудование для обработки масла а так же открытый склад масла выполняются отдельно. РУ высшего напряжения выполнено в виде ОРУ на 110 кВ. Сборные и соединительные шины выполняются голыми проводами. Силовые и контрольные кабели прокладываются в наземных каналах типа лотка. Территория ПС ограждается забором вдоль которого устанавливаются прожекторные мачты и молниеотводы (на порталах).
На сторонах 6 и 10 кВ сооружаются ЗРУ которые выполнены в виде комплектных распределительных устройств наружного исполнения типа КРУН. Размещение оборудования в ЗРУ должно обеспечивать безопасность при ремонтах и осмотрах удобство эксплуатации. Для безопасности необходимо соблюдать минимальное расстояние от токоведущих частей до различных элементов РУ. Оборудование в ЗРУ устанавливается в открытых камерах защищенных со стороны коридора ограждением. Здание перегородки выполняются из огнестойких материалов.
КРУН выполняется в виде ячеек. Для проектируемой подстанции устанавливаем КРУН К-37.
Собственные нужды ПС.
Приемниками энергии системы собственных нужд ПС являются: электродвигатели системы охлаждения трансформаторов и синхронных компенсаторов; устройства обогрева опасных выключателей и шкафов с установленными в них электрическими аппаратами и приборами; электродвигатели компрессоров снабжающих воздухом воздушные выключатели и пневмоприводы; система пожаротушения. Для электроснабжения системы собственных нужд ПС предусматривают понижающие трансформаторы с вторичным напряжением 380220 В. Трансформаторы собственных нужд могут быть присоединены к сборным шинам РУ10кВ однако такие схемы обладают недостатком который заключается в нарушении электроснабжения системы собственных нужд при повреждениях в РУ. Поэтому ТСН предпочтительно присоединять к выводам низшего напряжения главных трансформаторов на участках между трансформаторами и выключателями. На двухтрансформаторных ПС 110 кВ устанавливают два ТСН мощность которых определяется суммированием потребителей всех собственных нужд с учетом коэффициента одновременности:
Данные собственных нужд:
Наименование потребителей
Общая потребляема мощность кВт при установленной мощности тр-ров 240 МВА
Охлаждение для трансформаторов
Подогрев шкафов КРУН
Отоплениеосвещение вентиляция ЗРУ
Подогрев релейного шкафа
Эксплуатационные ремонтные нагрузки (маслохозяйство)
С учетом коэффициента загрузки
На основании таблицы № 6 для заданной ПС выбираем два трансформатора собственных нужд мощностью по 40 кВА.
Расчет заземленя подстанции.
Все металлические части электроустановок нормально не находящиеся под напряжением должны заземляться. Для заземления используются естественные и искусственные заземлители. В зависимости от необходимого сопротивления заземляющего устройства или допустимого напряжения соприкосновения определяется число электродов. Для этого применительно к конструкциям проектируемой ПС применяются следующие данные:
Длина и диаметр стержней – L м; d мм;
Расстояние между стержнями – а м;
Размер соединительных полос - св мм;
Сопротивление заземления – Rз Ом;
Глубина заложения полосы – t м;
Периметр ПС – L=(A+B)2 м;
Удельное сопротивление грунта - r Омм;
Порядок расчета заземления:
а = 5 м; d = 12 мм; Rз = 4 Ом; t = 0.5 м; L = 210 м; ρ=400Ом·м
где Kc – коэффициент сезонности;
rрасч – расчетное сопротивление грунта;
Необходимое количество стержней:
где nс – коэффициент использования стержней;
Определяем сопротивление заземляющей полосы:
Определяем сопротивление заземляющей полосы в контуре:
где nn – коэффициент использования полосы;
Необходимое сопротивление вертикальных заземлителей:
Уточненное количество стержней:
Выбираем 82 стержня.
Молниезащита подстанции.
На ПС 6-500 кВ трансформаторы ОРУ в том числе шинные мосты и гибкие связи ЗРУ маслохозяйство и другие взрывоопасные и пожароопасные сооружения должны быть защищены от прямых ударов молнии.
Порядок расчета молниеотводов:
Определяем активную высоту молниеотвода задаваясь высотой молниеотвода h=30 м:
ha = h – hx = 30 – 11 = 19 м
Определяем зону защиты:
Установим 4 молниеотвода так чтобы они накрывали всю территлрию подстанции.
Сметно-финансовый расчет.
При проектировании ПС на основании принятой главной схемы ПС определяется сметная стоимость силового оборудования и ряд удельных показателей.
Расчет выполняется в виде таблицы.
Сметная стоимость тыс.руб
Блок отделителей короткозамыкат.
Электрическая часть станций и подстанций.под редакцией А.А. Васильева – М.: Энергоатомиздат 1980.
Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети.под редакцией Л.А. Федорова – М.: Энергия 1980
Электрические станции и подстанции в системах электроснабжения. Учебное пособие.В.М. Салтыков – Тольятти: ТолПИ 1996
Электрическая часть станций и подстанций.Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. – М.: Энергоатомиздат1989
Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Электрооборудование и автоматизация. пол редакцией А.А.Федорова – М.: Энергоатомиздат 1981
Правила устройства электроустановок. – М.: Энергоатомиздат 1986
Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей. Учебное пособие для студентов вузов. под ред. В.М. Блока. – М.: Высш. Школа 1990
ПТЭ и ПТБ – М.: Энергоатомиздат 1990

ЭСиПСЭ2.cdw