Проектирование понижающей подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. График электрических нагрузок

Таблица 1 - Суточный график полной мощности.

время	2	4	6	8	10	12	14	16	18	20	22	24
Потр. мощн	0,10	0,10	0,90	0,80	0,95	0,20	0,50	0,50	0,30	0,70	0,70	0,30
S МВА	4,2	4,2	37,8	33,6	39,9	8,4	21	21	12,6	29,4	29,4	12,6

Активная и реактивная мощности соответственно:

;

,

где S - полная мощность, МВА;

Таблица 2 - Суточный график активной и реактивной мощностей.

время	2	4	6	8	10	12	14	16	18	20	22	24
P МВт	3,40	3,40	30,62	27,22	32,32	6,80	17,01	17,01	10,21	23,81	23,81	10,21
Q МВАр	2,46	2,46	22,17	19,70	23,40	4,92	12,31	12,31	7,39	17,24	17,24	7,39

На основе графика определяем:

1. Среднесуточная мощность:

;

2. Максимальная нагрузка:

;

3. Коэффициент заполнения суточного графика:

;

;

4. Среднесуточная активная мощность:

;

;

Рис. 1 - График электрических нагрузок

2. Выбор трансформаторов

В данном случае имеются потребители I и II категорий, поэтому принимаем число трансформаторов равное двум.

Предварительный расчет мощности силового трансформатора:

;

Принимаем мощность трансформатора ;

Выбираем трансформатор ТДНУ-25000/110 - трёхфазный, двухобмоточный, с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха. При выходе из строя одного трансформатора, оставшийся в работе должен обеспечить нагрузку потребителей 1 и 2 категории с аварийным допустимым перегрузом:

;

где - доли потребителей 1 и 2 категорий в общей нагрузке подстанции;

k_АВ - коэффициент аварийной перегрузки трансформатора, k_АВ=1.4.

;

Рисунок 2

Рассчитаем коэффициенты предварительной загрузки K₁ и перегрузки трансформатора K₂:

,

где S₁, S₂, …, S_n-нагрузка на различных ступенях графика длительностью соответственно t₁, t₂, …, t_n.

;

Эквивалентная нагрузка периода перегруза:

;

;

;

;

;

- выбираем из [1, таблица 1.36] по температуре окружающей среды -10^оС градусов, при перегрузке в 10 часов и способу охлаждения - принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла.

Так как, можем оставить трансформатор выбранной мощности.

Таким образом, трансформатор может систематически перегружаться по данному графику нагрузки.

Приведем его технические характеристики.

Таблица 3 - Технические характеристики трансформатора ТДНУ-25000/110

SНОМ, кВА	U, В	PX, кВт	PK, кВт	UK, %	IXX, %
25000	115/10.5	25	120	10.5	0.65

3. Выбор типа распределительного устройства и изоляции

Изоляция электроустановок может загрязняться промышленными выбросами в атмосферу, в том числе золой из дымовых труб электростанций, а вблизи морей происходит загрязнение изоляции солями.

Для 4 степени загрязнения атмосферы выбираем открытое исполнение распределительного устройства (ОРУ). Для очистки изоляции проводим специальные мероприятия: гидрофобные покрытия, периодическая обмывка и протирка изоляции.

Для выбора размера изоляционной конструкции определяем требуемую длину пути утечки L:

,

где л_Э - эффективная удельная длина утечки, для воздушных линий и поддерживающих гирлянд порталов: л_Э=2.25; для внешней изоляции электрооборудования: л_Э=2.25; [2, таблица 1];

k - поправочный коэффициент для различных условий и изоляторов, принимаем, что k =1.1, [5];

U - наибольшее рабочее межфазное напряжение, U=126 кВ, [1, таблица 1.2].

Для воздушных линий, гирлянд и эл. оборудования соответственно:

.

По длине утечки L выбираем опорный изолятор марки С4-550-II-М-УХЛ1, у которого L_эф=330 см [4].

По длине утечки L выбираем подвесной изолятор марки ЛК 70/110-VII, у которого L_эф=390 см [4].

Проходной изолятор выбираем на низкой стороне по номинальному току I_H:

;

.

Выбираем изолятор марки ИП-10/5000-4250 УХЛ1 с параметрами U_H=10 кВ, P_ИЗГ=42.5 кН, I_H=5000A [4].

4. Выбор главной схемы электрических соединений.

При выборе главной схемы подстанции должны учитываться следующие факторы:

- роль, местоположение и назначение подстанции.

- число отходящих ЛЭП на стороне высшего напряжения.

- категорийность потребителей.

- простоту и наглядность схемы.

- удобство эксплуатации.

- надежность в работе.

Для проектируемой подстанции наметим 3 варианта главной схемы электрических соединений:

5. Технико-экономическое сравнение схем

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами:

,

где К - капиталовложение в электроустановку, (будем учитывать только капиталовложения в различающиеся по вариантам элементы электроустановки) тыс. руб.;

p_H - нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12;

И - годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год;

У - ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год.

Т.к. ущерб от недоотпуска может возникнуть только при отключении обоих трансформаторов или обеих питающих линий, то расчет проводим по упрощенной формуле приведенных затрат:

Расчёт капитальных вложений сведём в таблицу.

Рассчитаем стоимость, различающихся по вариантам элементов электроустановки:

Таблица 4 - Расчёт капитальных вложений

Оборудование	1 вариант	2 вариант	3 вариант
	Цена тыс. руб.	Кол - во	Цена тыс. руб.	Кол - во	Цена тыс. руб.	Кол - во
Выключатель	850	5	850	7	850	8
Разъединитель	82.5	18	82,5	22	82,5	23
Отделитель	145	2	-	-	-	-
Итого:	6025	7765	8697

Годовые эксплуатационные издержки:

,

где б - отчисления на амортизацию б=9.4%;

в - средняя себестоимость эл. энергии в=1.5 руб. /кВт*ч;

годовые потери в трансформаторах.

;

Т - число часов работы трансформатора в году Т = 8760 ч;

- продолжительность максимальных потерь, определяем по кривой [4, рис. 10-1] в зависимости от продолжительности использования максимальной нагрузки Т_max.

потери холостого хода;

25 кВт;

- потери короткого замыкания;

= 120 кВт;

Для определения сначала необходимо по соответствующим графикам нагрузок S=f(t) найти число часов использования максимальной нагрузки

;

По [1, рис. 10-1] при =4416 часов =3000 часов;

;

;

;

;

Приведенные затраты:

;

;

;

Окончательно расчеты сводим в таблицу:

подстанция трансформатор понижающий ток

Таблица 5 - Результаты технико-экономического сравнения схем.

Годовые эксплуатационные расходы тыс. руб.	I вариант тыс. руб.	II вариант тыс. руб.	III вариант тыс. руб.
Отчисления на амортизацию	556	730	818
Стоимость потерь энергии	3705	3705	3705
Итого	4271	4435	4523
Приведенные затраты	4994	5367	5567
Итого	9265	9802	10090

Из расчёта видно, что 1 вариант экономически выгоднее. Окончательно принимаем на своей подстанции 1-й вариант главной схемы электрических соединений.



Главная схема электрических соединений проектируемой подстанции: одна секционированная система шин с обходной, с отделителями в цепях трансформаторов и совмещенным секционным и обходным выключателем.

6. Расчет токов короткого замыкания

Для выбора оборудования необходимо знать ток короткого замыкания. Определим токи трёхфазного короткого замыкания на шинах высокого и низкого напряжения. Рассмотрим эл. схему проектируемой подстанции при коротких замыканиях. в точках К1 и К2.

Составляем расчетную схему, где указываем элементы и точки короткого замыкания. Принимаем, что секционные разъединители QS8 и QS9 включены, так как это более неблагоприятный режим короткого замыкания.

Далее строим схему замещения и определяем параметры элементов в соответствии с исходными данными и параметрами уже выбранных аппаратов в относительных единицах.

система:

U_С=110 кВ;

I_КЗ= 21 кА;

Линия:

2 линии по 40 м

Тр-р:

115/10.5 кВ;

S_Н= 25 МВА;

U_К= 10.5%;

I_ХХ= 0.65%;

P_К = 120 кВт.

Схема замещения

;

;

;

I_КЗ = 21 кА.

Система бесконечной мощности:

Линии электропередачи:

Ток нормального режима:

,

где S_MAX - максимальная мощность подстанции, S_MAX =42 МВА;

U_H - номинальное напряжение сети, U_С=110 кВ.

.

номинальное сечение провода:

,

где j_Э - плотность тока в проводнике, А/мм², j_Э =1,1 А/мм² [1, таблица 10.1];

.

По полученным данным выбираем провод для воздушной линии 110 кВ. Выбираем провод марки АС - 70: [1].

Для выбранного провода должно выполняться условие:

,

где I_{ПРОД.ДОП} - допустимый продолжительный ток, I_{ПРОД.ДОП}=265А [1, таблица 7.35];

I_Ф.Р - ток форсированного режима;

;

.

Условие выполняется, поэтому оставляем провод АС - 70 с активным и индуктивным сопротивлениями:

r_УД=0,428 Ом/км, x_УД=0.444 Ом/км. [1, таблица 7.35, 7.38].

;

.

Трансформаторы подстанции:

;

;

;

;

;

.

Нагрузка:

Принимаем, что нагрузка потребителей распределена равномерно по отходящим линиям S_Н = 5.25 МВА, так как секционный выключатель включен, то будем рассматривать обобщенную нагрузку с S_Н,ОБЩ = 42 МВА:

;

;

;

.

Найдем распределение токов при коротких замыканиях в точках К1 и К2. Для этого свернем схему замещения относительно точек короткого замыкания.

Для К1:

,

где ;

;

;

;

;

Для К2:

,

где ;

;

;

;

.

Находим значения токов I_KЗ1 и I_KЗ2 в кА:

;

;

.

Периодические составляющие токов КЗ:

;

;

.

Определим постоянные времени Т_А:

;

;

Определим ударные коэффициенты k_УД:

;

;

Определим ударные токи:

;

;

;

7. Мероприятия по ограничению токов короткого замыкания

Ограничения тока к. з. в электрических системах достигается прежде всего соответствующим проектированием электрических схем станций и сетей. Для этого прибегают к автоматическому делению сетей. При этом секционный выключатель в РУ станции остается замкнутым. Для ограничения токов к. з. предусмотрено автоматическое устройство, размыкающее в случае к. з. секционный выключатель. Ток резко уменьшается, и затем происходит отключение выключателя поврежденного присоединения. Достоинство автоматического деления сети заключается в том, что в нормальном режиме агрегаты и линии не разделены и распределение мощности может быть оптимальным.

Рассчитаем ток короткого замыкания на низкой стороне при отключенном секционном выключателе:

,

где ;

;

;

;

;

;

;

;

;

Значение тока КЗ в именованных единицах:

;

;

Периодическая составляющая тока КЗ:

;

.

Определим постоянную времени Т_А:

;

.

Определим ударный коэффициент:

.

Определим ударный ток в точке короткого замыкания:

;

.

Результаты расчета токов КЗ сведем в таблицу:

Таблица 6 - Результаты расчета токов короткого замыкания

	Высокая сторона	Низкая сторона с включенным секционным выключателем	Низкая сторона с отключенным секционным выключателем
Периодическая составляющая тока КЗ IПО, кА	9.16	25.975	14.05
Постоянная времени TА, с	0.005	0.029	0.04
Ударный ток iУД, кА	17.77	62.82	35.17

Список источников

1. Никлепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

2. Промышленный каталог ИнформЭлектро.

3. Каталог Электрическое оборудование подстанций.

4. Соловьев И.И., Волков В.М. Электроэнергетика. Методические указания к курсовому проектированию. Изд - во АГТУ 2004 г.

Размещено на Allbest.ru