Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Проектирование понижающей подстанции напряжением 110/35/10 - файл 1.doc


Проектирование понижающей подстанции напряжением 110/35/10
скачать (595 kb.)

Доступные файлы (1):

1.doc595kb.20.11.2011 17:50скачать

содержание
Загрузка...

1.doc

  1   2   3
Реклама MarketGid:
Загрузка...
Министерство образования

Российской Федерации
Иркутский Государственный

Технический Университет
Кафедра ЭС и ЭТ

Допускаю к защите

Руководитель: Акишина Александра Григорьевна


ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту по дисциплине

Электроэнергетика, ч.I
тема проекта: Проектирование понижающей подстанции напряжением 110/35/10 кВ, предназначенной для питания электроэнергией промышленного района”

Выполнил студент группы ЭП-01-1 _________ Иващенко Данил Алексеевич

Нормоконтролер Акишина Александра Григорьевна

Курсовой проект защищен

с оценкой ______________

Иркутск 2005г.
Содержание

Введение:

1.

Разработка главной схемы подстанции.

3

1.1.

Анализ режимов работы проектируемого объекта.

3

1.2.

Построение графика нагрузки трансформаторов.

3

1.3.

Выбор числа и мощности трансформаторов.

6

1.4.

Выбор схемы РУ.

7

1.5.

Расчет приведенных затрат.

7

2.

Расчет токов короткого замыкания (К.3.)

10

2.1.

Цель расчета короткого замыкания, объем и вид рассматриваемых К.З.

10

2.2.

Составление расчетной схемы

10

2.3.

Составление схемы замещения.

11

2.3.1.

Приведение сопротивлений элементов расчетной схемы к относительным базисным условиям.

11

2.3.2.

Определение расчетных точек К.З.

12

2.3.3.

Определение результирующего сопротивления для рассматриваемой точки К.З.(K-1)

13

2.3.4.

Расчет Iп.о.; iу.; ia.τ.; Iп.τ. для точки К-1

13

2.3.5.

Расчет токов К.З. для К-2, К-3, К-4.

13

2.3.6.

Составление таблицы результатов расчета токов К.З.

14

3.

Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей.

15

3.1.

Выбор выключателей в РУВН, РУСН, РУНН.

15

3.2.

Выбор разъединителей в РУВН, РУСН, РУНН.

18

3.3.

Выбор токоведущих частей.

19

3.3.1.

Выбор токоведущей связи и сборных шин РУВН.

19

3.3.2.

Выбор токоведущей связи и сборных шин РУСН.

20

3.3.3.

Выбор токоведущей связи и сборных шин РУНН.

20

3.4.

Выборы измерительных ТА и приборов в цепях РУВН, РУСН, РУНН.

21

3.5.

Выбор измерительных TV РУВН, РУСН, РУНН.

25

3.6.

3.7

Выбор средств ограничения токов К.З.

Выбор средств ограничения токов перенапряжения

27

27

3.8.

Выбор схемы питания СН

27

4.

Разработка конструкции РУ

29

4.1.

Выбор варианта компоновки оборудования РУ.

29

4.2.

Составление схемы заполнения, плана РУ и резервов по характерным ячейкам.

29




Список литературы

30




  1. Разработка главной схемы подстанции.


1.1 Анализ режимов работы проектируемого объекта.
Чтобы спроектировать понижающую подстанцию с выбором всего используемого оборудования на ней проведём анализ режимов её работы, в основу которого положим режимы работы потребителей на низком, среднем и высоком напряжении.

^ Анализ режимов работы потребителей будет производиться через суточные и годовые графики нагрузок обмоток высокого, среднего и низкого напряжения трансформаторов.

1.2 Построение графиков нагрузки трансформаторов.
График нагрузки обмотки среднего напряжения.


Суточные нагрузки сети 35 кВ.


Интервалы, ч

0-8

8-16

16-24

Р, мВт

Осень-зима

80

80

80

Весна-лето

50

50

50


С учетом перетока мощности 40 мВ∙А из системы С1 в систему С2 и коэффициента мощности 0,89, нагрузка на обмотку среднего напряжения составит:


Интервалы, ч

0-8

8-16

16-24

S, мВ·А

Осень-зима

129,89

129,89

129,89

Весна-лето

96,18

96,18

96,18



График нагрузки обмотки низкого напряжения.



Суточные нагрузки сети 10 кВ.


Интервалы, ч

0-8

8-16

16-24

Р, мВт

Осень-зима

35

35

35

Весна-лето

25

25

25


С учетом перетока коэффициента мощности 0,89, нагрузка на обмотку среднего напряжения составит:


Интервалы, ч

0-8

8-16

16-24

S, мВ·А

Осень-зима

39,32

39,32

39,32

Весна-лето

28,1

28,1

28,1


График нагрузки, полученный в результате суммирования графиков нагрузки обмоток среднего и низкого напряжений (с учётом перетока мощности).

Суточные нагрузки сети 110 кВ.


Интервалы, ч

0-7

7-8

8-18

18-24

S, мВ·А

Осень-зима

169,21

169,21

169,21

169,21

Весна-лето

124,28

124,28

124,28

124,28



Годовой график нагрузки по продолжительности.


S, мВ·А

Продолжительность, ч

169,21

3720

124,28

5040





^ Из графика нагрузки обмотки высокого напряжения находим максимальную мощность, передаваемую через обмотку высокого напряжения:

Sнагр.=96,6 мВ·А.
1.3 Выбор числа и мощности трансформаторов.
Для трансформации напряжения 110/35/10 кВ устанавливаем минимум два трансформатора, что соответствует категории электроснабжения (принимаем первую категорию электроснабжения) потребителей на этих напряжениях и обеспечивает возможность резервирования питания при аварии одного из трансформаторов.
Выбор мощности трансформаторов:
Выбор мощности трансформатора производится по максимальной мощности, передаваемой через аппарат, которая складывается из мощности наиболее загруженной обмотки, перетока мощности из системы 1 в систему2 и расхода мощности на собственные нужды подстанции.

MBA

MBA

Максимальная мощность выпускаемых промышленностью трёхобмоточных трансформаторов 110/35/10 Smax=80 МВА и при установке двух таких трансформаторов не соблюдаются требования надёжности электроснабжения принятой нами категории электроснабжения потребителей, так как при выходе из строя или в ремонт одного из трансформаторов второй перегружается более, чем на 40%, что в свою очередь недопустимо, следовательно, выбираем 3 трансформатора Sном=63 МВА

Кз.нор. должен быть ≤ 1,4

Кз.нор. = = = 1,02
Выбранный трансформатор соответствует условиям выбора.

Выбираем трансформатор: ТДТН - 630000/110/38,5/10
1.4 Выбор схемы РУ
Для РУ-110 кВ выбираем типовую схему110-5H”Мостик с выключателем в цепях линий” с двойной перемычкой со стороны линии и со стороны трансформаторов.

Для РУ-35 кВ выбираем типовую схему 35-9, “Одна рабочая, секционированная выключателем система шин” Согласно заданию распределительное устройство 35 кВ проектируется открытым.

Для РУ-10 кВ выбираем схему с одной рабочей системой сборных шин, секционированной выключателем. Распределительное устройство 10 кВ проектируется закрытым, состоящим из ячеек КРУ, заводского изготовления.
1.5. Расчет приведенных затрат.
Технико-экономическое сравнение вариантов не делаем, так как из условий проектирования виден только один разумный вариант решения на данной подстанции.

Так как в настоящее время заводы изготовители очень неохотно предоставляют цены на своё оборудование и любая стоимость оборудования решается в основном на тендерных торгах, то расчёт приведённых затрат на строительство данной подстанции будем вести в относительных единицах, соразмерными с реальными ценами на оборудование.

^ Основными экономическими показателями являются первоначальные (капитальные) вложения и ежегодные (текущие) расходы.

Затраты на подстанцию 110/35/10 кВ вычислим по формуле:

З = Рн ∙ К + Uгод. + У,

Где Рн - нормативный коэффициент экономической эффективности, Рн = 0,12

К – капиталовложения.

Uгод. – величина годовых эксплуатационных расходов.

У – ожидаемый ежегодный ущерб от недоотпуска электроэнергии (согласно заданию У = 0)

^ Суммарная стоимость сооружения подстанции:

К = Кm + Кявн.∑ + Кясн.∑ + Кянн.∑

Суммарная стоимость трансформаторов:

Кm.∑ =nн ∙ Кm = 3 ∙ 367 = 1101 т. руб.

Суммарная стоимость ячеек ВН.

Количество ячеек выключателей РУВН (схема – Мостик с выключателем в цепях линий)

nявн. = 7 шт.

Стоимость ячейки

Кявн = 70 т. руб.

Кявн.∑ = nявн. ∙ Кявн = 7 ∙70 = 490 т. руб.

Суммарная стоимость ячеек СН.

nявн. = 11 шт.

Стоимость ячейки

Кявн = 23 т. руб.

Кявн.∑ = nявн. ∙ Кявн = 11 ∙23 = 253 т. руб.


Суммарная стоимость ячеек НН.

nявн. = 17 шт.

Стоимость ячейки

Кявн = 1,9 т. руб.

Кявн.∑ = nявн. ∙ Кявн = 17 ∙1,9 = 32,3 т. руб.

Объем капитальных вложений:

К = 1101 + 490 + 253 + 32,3 = 1876,3 т. руб.

Годовые эксплуатационные расходы:

Uгод = Uамр. + UWтр.

Где Uамр. – стоимость амортизационных отчислений,

UWтр. – затраты на потери электроэнергии.

Стоимость амортизационных отчислений:

Uамр = = 157,61 т. руб.

Затраты на потери электроэнергии:

UWтр. = β ∙ ∆Wаm
Потери электроэнергии подсчитываются по формуле:

Wгод=*Pхх*8760+1/n*(Pв*[(Sj/Sн)2*tj]+Pc*[(Sj/Sн)2*tj]+Pн*[(Sj/Sн)2*tj])=2*87*8760+1/2*155*[(169,21/63)2*3720+(124,28/63)2*1680]+155*[(129,89/63)2*3720+(96,18/63)2*1680]+155[(39,32/63)2*3720+(28,1/63)2*1680] = 4893853.2 кВт*ч
Время работы оборудования за год:

Тгод = 8760 часов.
Для трансформатора марки ТДТН - 630000/110/38,5/10

^ Потери К.З.

В – С

В – Н

С – Н

Рквс = 310 кВт

Рквн = 310 кВт

Рксн =310 кВт


Потери холостого хода:

кВт

^ Потери К.З. высокой стороны:

=155 кВт

Потери К.З. средней стороны:

=155 кВт

Потери К.З. низкой стороны:

=155 кВт
cosφ = 0,89 Smp = 63 мВ∙А
β = 0,6 коп/кВт∙ч tлет. = 115 дн tзим. = 250 дн

Согласно суточному графику нагрузки:

Sв..з = 169,21 МВ∙А Sв.с.л = 124,28 МВ∙А

Sс..з = 129,89 МВ∙А Sс..л = 96,18 МВ∙А

Sн..з = 39,32 МВ∙А Sн..л = 28,1 МВ∙А

Подставив данные в формулу расчета потерь электроэнергии получим:

Wам = 4.893.853.2 кВт∙ч

Затраты на потери электроэнергии:

UW = 0,6 ∙ 4893853.2 ∙ 10-5 = 2.9363 т. руб.

Годовые эксплуатационные затраты:

Uгод. = 157,61 + 2.9363 = 160.5463 т. руб.

Приведенные затраты:

З = Рн ∙ К + Uгод. = 0,12∙ 1876,3 +160.5463 = 385.7023 т. руб.
З = 385.7023 т. руб.

2.Расчет токов короткого замыкания (К.З.)
2.1 Цель расчета короткого замыкания, объём и вид рассматриваемых К.З.
Расчёт выполняем с целью выбора аппаратов и токопроводов, а также проверки их на электродинамическую и термическую стойкость. В качестве расчётного тока короткого замыкания принимаем ток трехфазного К.З.

^ При расчёте токов к. з. определяются следующие параметры:

Iпо – начальное значение периодической составляющей тока К.З.

Iпτ – значение периодической составляющей тока К.З. к моменту времени τ размыкания силовых контактов выключателя.

iy – ударный ток К.З.

i – апериодическая составляющая тока к. з. к моменту времени τ.
2.2. Составление расчётной схемы.

S = 2300 МВА

Р = 150 МВт

Хтэц=0,31




2.3. Составление схемы замещения.
На основании расчетной схемы составим схему замещения, в которой все элементы расчетной схемы, представлены в виде соответствующих сопротивлений.




2.3.1.Приведение сопротивлений элементов расчетной схемы к относительным базисным условиям.
Расчет сопротивлений расчетной схемы выполним в относительных единицах.
За значение базисной мощности принимаем Sб = 1000 мВ∙А

Для ступени 110кВ, Uб = 115 кВ, Iб = = 2,51 кА.

Для ступени 35кВ Uб = 37,5 кВ, Iб = = 5,03кА

Для ступени 10кВ Uб = 10,5 кВ, Iб = = 55,05кА.

Все сопротивления расчетной схемы приводим к базисным условиям.


Определяем параметры схемы замещения автотрансформатора:
Каталожные данные трансформатора:
Uк вн-сн = 11%

Uк вн-нн = 32%

Uк сн-нн = 20%
Индуктивные сопротивления обмоток АТ в относительных еденицах.





Параметры системы:





Параметры линий:

Воздушные линии Худ. = 0,4 Ом/км

ВЛ ~ 110 кВ



ВЛ ~35 кВ



Кабельная линия 10кВ. Худ.=0.08 Ом/км

2.3.2. Определение расчетных точек К.З.
Для выбора электрических аппаратов подстанции выбираем 4 точки возможных КЗ:
К-1 – на шинах 110 кВ

К-2 – на шинах 35 кВ

К-3 – на шинах 10 кВ

К-4 –в конце кабельной линии 10кВ


2.3.3. Определение результирующего сопротивления для точки К.З. (К-1).
2.3.4.Расчет токов К.З. для точки К-1

Результирующее сопротивление до точки К1

xк11 = хс1л1/2 = 0,3+0,28 = 0,58 ое – от первой системы

xк12 = хс2л2/2+xтв/2 = 0,25+0,91+0,575/2 = 1,45 ое – от второй системы

Периодическая составляющая тока к.з. от первой системы:

Iпо1 = Е1`/xк11*Iб = 1/0,58*2,51 = 4,3 кА

Ударный ток к.з. от первой системы:

iу1 = Iпо1*2*Ку = 4,3*1,414*1,78= 10,8 кА

где Ку – ударный коэффициент

Апериодическая составляющая к.з.

iа1= 2*Iпо1-/Та = 1,414*4,3*е-0,06/0,04 = 1,36 кА.

где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей

Периодическая составляющая тока к.з. от второй системы:

Iпо2 = Е2`/xк12*Iб = 1/1,45 *2,51 = 1,73 кА

Ударный ток к.з. от второй системы:

iу2 = Iпо2*2*Ку = 1,73*1,414*1,717= 4,2 кА

где Ку – ударный коэффициент

Апериодическая составляющая к.з.

iа2= 2*Iпо2-/Та = 1,414*1,73*е-0,06/0,03 = 0,32 кА.

где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей

Iпок1 = Iпо1 + Iпо2 = 4,3+1,73=6,03 кА

iaк1 = iа1 + iа2 = 1.36+0.32=1.68 кА

iук1 = iу1 + iу2 = 10.8+4.2=15 кА
2.3.5.Расчет токов К.З. для точки К-2

Результирующее сопротивление до точки К2

xк21 = хс1л1/2+xтв/2 = 0,3+0,28+0,575/2 = 0,87 ое – от первой системы

xк22 = хс2л2/2= 0,25+0,91= 1,16 ое – от второй системы

Периодическая составляющая тока к.з. от первой системы:

Iпо1 = Е1`/xк21*Iб = 1/0,87*5,02 = 5,77 кА

Ударный ток к.з. от первой системы:

iу1 = Iпо1*2*Ку = 5,77*1,414*1,78= 14,5 кА

где Ку – ударный коэффициент

Апериодическая составляющая к.з.

iа1= 2*Iпо1-/Та = 1,414*5,77*е-0,06/0,04 = 1,8 кА.

где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей

Периодическая составляющая тока к.з. от второй системы:

Iпо2 = Е2`/xк22*Iб = 1/1,16 *5,02 = 4,33 кА

Ударный ток к.з. от второй системы:

iу2 = Iпо2*2*Ку = 4,33*1,414*1,717= 10,5 кА

Апериодическая составляющая к.з.

iа2= 2*Iпо2-/Та = 1,414*4,33*е-0,06/0,03 = 0,83 кА.

где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей

Iпок2 = Iпо1 + Iпо2 = 5,77+4,33=10,1 кА

iaк1 = iа1 + iа2 = 1,8+0,83=2,63 кА

iук1 = iу1 + iу2 = 14,5+10,5=25 кА.
Так как сопротивления элементов схемы малы, и соответственно токи К.З. велики, исключаем возможность работы линий, питающих шины 10кВ, в параллель. Для этого секционный выключатель шин 10 кВ должен быть постоянно разомкнут.
Расчет токов К.З. для точки К-3

Сопротивления до трансформатора:

x1 = хс1л1/2+xтв/2 = 0,3+0,28+0,575/2 = 0,87 ое – от первой системы

x2 = хс2л2/2= 0,25+0,91= 1,16 ое – от второй системы

Т. к. Е1` = E2` = 1 о.е, можем записать:

xэкв = x1*x2/(x1+x2) = 0,87*1,16/(0,87+1,16)=0,5 о.е

xк3 = xэкв+xтн/2 = 0,5+1/2=1 о.е

Периодическая составляющая тока к.з.

Iпок3 = Е’/xк3*Iб = 1/1*55 = 55 кА

Ударный ток к.з.

iук3 = Iпок3*2*Ку = 55*1,414*1,935 = 150,6 кА

где Ку – ударный коэффициент

Апериодическая составляющая тока к.з.

iак3= 2*Iпок3-/Та = 1,414*55*е-0,06/0,15 = 52,4 кА

где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей
- время отключения.
Расчет токов К.З. для точки К-4

Результирующее сопротивление до точки К3: xк3 = 1 о.е

Результирующее сопротивление до точки К4

хк4 = xк3+ xкл = 1+1,09 = 2,09 о.е

Находим базисный ток: Iб = Sб/(3Uб) = 1000/(1,732*10,5) = 55 кА

Периодическая составляющая тока к.з.

Iпок4 = Е’/xк4*Iб = 1/2,09*55 = 26,3 кА

Ударный ток к.з.

iук4 = Iпок4*2*Ку = 26,3*1,414*1,935 = 72 кА

Апериодическая составляющая тока к.з.

iак4= 2*Iпок4-/Та = 1,414*55*е-0,06/0,15 = 24,9 кА.
2.3.6. Таблица результатов расчетов токов К.З.

Точка КЗ

Iпо, кА

iа, кА

iу, кА

К1

6,03

1,68

15

К2

10,1

2,63

25

К3

55

52,4

150,6

К4

26,3

24,9

72



3. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей.
3.1. Выбор выключателей в РУВН, РУСН, РУНН.
Для ОРУ-110кВ определяем ток продолжительного режима, равный току наиболее мощного присоединения, в данном случае – питающей линии:




Выбираем выключатель элегазовый баковый ВЭБ-110II*-40/2500У1


Uном, кВ

Iном., А

Номинальный ток отключения Iотк.ном., кА

Содержание апериодической составляющей н,%

Ток электродина- мической стойкости

Ток термической стойкости Iтер, кА / допустимое время его действия tтер

Полное время отключения tотк

iдин, кА

Iдин, кА

110

2500

40

40

102

40

40/3

0,055



Проверка выключателя по ГОСТу 678-78Е:


^ Тип проверки

Условия проверки

Данные проверки

По напряжению установки

Uуст Uном

110 кВ = 110 кВ

По длительному току

Imax Iном

840 А < 2500 А

На симметричный ток отключений

IП Iоткл.ном

11,57 кА < 40 кА

Возможность отключения

апериодической составляющей

i iа.ном

0,23 кА < 7,07 кА

На электродинамическую стойкость (по предельным сквозным точкам КЗ)

IП,О Iдин

iу iдин

11,57 кА < 40 кА

27,3 кА < 102 кА

На термическую стойкость

Вк (Iтер.)2 tтер

28,77 кА2с < 4800 кА2с



Iа.ном. =

Вк = (Tа + tотк) = (Tа + tотк.в. + tрз) = 11,572(0,035+0,055+0,1)=28,77кА2с

(Iтер.)2 tтер = 2023 = 1200 кА2с,

где iа.ном – номинальное допустимое значение апериодической составляющей тока в отключаемом токе для времени ;

- номинальное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %;

iдин – наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу.

iдин – действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока К.З.

Вк – тепловой импульс тока К.З. по расчету.

Iтер – среднеквадратичное значение тока, за время его протекания (ток термической стойкости) по каталогу.

tтер – длительность протекания тока термической стойкости по каталогу.

Выключатель ВЭБ-110II*-40/2500У1 подходит по всем условиям выбора.
Для ОРУ – 110 кВ расчетные токи продолжительного режима:
Iнорм=

Тогда наибольший рабочий ток:

Imax=

Сторона СН автотрансформатора:

Iнорм=
Imax=
В пределах распределительного устройства выключатели применяются одного типа.
Выбираем выключатель элегазовый колонковый ВГТ-35Б-40/1250У1


Uном, кВ

Iном., А

Номинальный ток отключения Iотк.ном., кА

Содержание апериодической составляющей н,%

Ток электродина- мической стойкости

Ток термической стойкости Iтер, кА / допустимое время его действия tтер

Полное время отключения tотк

iдин, кА

Iдин, кА

35

1250

40

40

102

40

40/3

0,033


Проверка выключателя по ГОСТу 678-78Е:


^ Тип проверки

Условия проверки

Данные проверки

По напряжению установки

Uуст Uном

35 кВ = 35 кВ

По длительному току

Iном

1180 А < 1250 А

На симметричный ток отключений

IП Iоткл.ном

17,8 кА < 40 кА

Возможность отключения

Iаτ iа.ном

0 кА < 20,73 кА

На электродинамическую стойкость (по предельным сквозным точкам КЗ)

IП,О Iдин

iу iдин

17,8 кА < 40 кА

40,2 кА < 102 кА

На термическую стойкость

Вк (Iтер.)2 tтер

58,6 кА2с < 4800 кА2с
  1   2   3



Скачать файл (595 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации