Главная страница
Навигация по странице:

  • 1 ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Выбор принципиальной схемы подстанции

  • Бачаев. Теоретическая часть 6 1 Выбор принципиальной схемы подстанции 6


    Скачать 0.55 Mb.
    НазваниеТеоретическая часть 6 1 Выбор принципиальной схемы подстанции 6
    Дата23.12.2018
    Размер0.55 Mb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаБачаев.docx.docx
    ТипРеферат
    #61581
    страница1 из 5
      1   2   3   4   5

    Содержание

    Введение 5

    1. Теоретическая часть 6

    1.1 Выбор принципиальной схемы подстанции 6

    1.2 Выбор электрических схем распределительных

    устройств всех напряжений 13

    1.2.1 Выбор электрической схемы на стороне высшего напряжения 13

    1.3 Выбор электрической схемы на стороне среднего напряжения 14

    1.4 Выбор электрической схемы на стороне низкого напряжения 14

    1.5 Выбор схемы питания собственных нужд подстанции 16

    1.6 Выбор мощности трансформатора собственных нужд 17

    2. Техническая часть 20

    2.1 Расчёт токов короткого замыкания 20

    2.2 Выбор коммутационного оборудования 28

    2.2.1 Выбор выключателей 28

    2.3 Выбор измерительных трансформаторов на ПС 36

    2.3.1 Выбор измерительных трансформаторов тока 36

    2.3.2 Выбор измерительных трансформаторов напряжения 39

    2.4 Выбор шин ошиновок на подстанции 40

    2.4.1 Выбор шин и ошиновок на РУ 110 кВ 40

    2.5 Выбор шин и ошиновок на РУ 35 кВ 41

    2.6 Выбор шин и ошиновок на РУ 10 кВ 42

    2.7 Расчет окупаемости и экономическая оценка проекта 45

    2.8 Техника безопасности 47

    2.8.1 Требования к персоналу 47

    Заключение 49

    Список использованной литературы 50

    ВВЕДЕНИЕ
    Понижающие подстанции предназначены для распределения электрической энергии по сети низкого напряжения и создания пунктов соединения сети ВН (коммутационных пунктов).

    Подстанции классифицируются по их месту в ЕН ЭС и способу присоединения на тупиковые, ответвительные, проходные и узловые. Через шины проходных и узловых подстанций могут осуществляться перетоки мощности между отдельными частями энергосистемы, поэтому такие подстанции называются транзитными.

    Подстанции включают в себя один или два трансформатора или автотрансформатора. Количество трансформаторов зависит от надёжности электроснабжения потребителей. Подстанция может включать в себя одно или несколько распределительных устройств повышенных напряжений, а также распределительное устройство низкого напряжения (10 кВ), как правило, выполненное закрытым с камерами КРУ.

    Целью данной работы является проектирование электрической части подстанции. В ней рассматриваются следующие вопросы:

    1) Выбор принципиальной схемы подстанции, включающей выбор числа, типа и мощности автотрансформаторов связи.

    2) Выбор схем распределительных устройств повышенных напряжений.

    3) Выбор схемы питания собственных нужд подстанции, включающей выбор числа, типа и мощности трансформаторов собственных нужд.

    4) Расчёт токов короткого замыкания для выбора электрических аппаратов и проводников.

    5) Выбор необходимых способов ограничения токов короткого замыкания.

    6) Выбор электрических аппаратов и проводников: выключателей, разъединителей, измерительных трансформаторов тока и напряжения, токоограничивающих реакторов, шин РУ.

    1 ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ


      1. Выбор принципиальной схемы подстанции


    Силовые трансформаторы, установленные на подстанциях, предназначены для преобразования электроэнергии с одного напряжения на другое. Число трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях всех категорий, принимается, как правило, не более двух. Более двух в том случае, когда на подстанции требуется два средних напряжения. Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них во время ремонта или замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивал питание нагрузки. При росте нагрузки сверх расчетного уровня увеличение мощности подстанции производится, как правило, путем замены трансформаторов на более мощные. Установка дополнительных трансформаторов должна быть технико-экономически обоснована. Должны применяться трансформаторы, оборудованные устройством автоматического регулирования напряжения под нагрузкой - РПН.

    Выбор трансформаторов производят по их суточным графикам нагрузок, приведенных в задании. Номинальную мощность трансформатора выбирают по максимальной нагрузке наиболее нагруженной обмотки трансформатора, найденной из суточных графиков нагрузки. При выборе мощности трансформатора нельзя руководствоваться только их номинальной мощностью, так как в реальных условиях температура окружающей среды, условия установки трансформатора могут быть отличными от принятых. Нагрузка трансформатора меняется с течением суток, и если мощность выбрать по максимальной нагрузке, то в периоды спада ее трансформатор будет не загружен, т.е. недоиспользована его мощность. Опыт эксплуатации показывает, что трансформатор может работать часть суток с перегрузкой, если в другую часть суток его нагрузка меньше номинальной.

    Т.к. проектируемая подстанция служит для связи напряжений 110 кВ и 35 кВ, то предполагается установка трёхобмоточных трансформаторов с РПН на стороне ВН.

    Строим суточные графики нагрузки трансформатора в летний и зимний период. На их основе строим суточный график полной мощности, определяем максимальную нагрузку и ёё длительность. Выбираем трансформатор. Выполняем проверку выбранного трансформатора по температуре наиболее нагретой точки. На графике полной мощности определяем временные интервалы перегрузки и недогрузки, и по соответствующим формулам рассчитываем коэффициенты К1 и К2. Пользуясь полученными коэффициентами перегрузки и недогрузки с помощью ГОСТ 14209-97, определяем температуру наиболее нагретой точки обмоток трансформатора, с учётом температуры окружающей среды. Сравниваем полученное значение с допустимым, и делаем вывод о возможности применения выбранного трансформатора на данной подстанции.

    Основные параметры проектируемой ПС:

    1) Собственные нужды:

    = 0,5 МВт;

    = 0,85.

    2) Данные о сети 6-10 кВ:

    = 10 кВ;

    = 60 МВт;

    = 0,85;

    тип сети - кабельная.

    потребители, в %:

    категории - 60;

    категории - 40;

    3) Данные о сети СН:

    = 35 кВ;

    = 40 МВт;

    = 0,85;

    тип сети - кабельная;

    4) Система С - 1:

    = 4000 МВт;

    = 0,9.

    5) Линии связи с системой С - 1:

    = 110 кВ;

    количество - 1линия;

    = 45 км

    6) Система С - 2:

    = 2000 МВт;

    = 0,8.

    7) Линии связи с системой С - 2:

    = 110 кВ;

    количество - 1линия;

    = 55 км

    8) Линии, отходящие от шин:

    = 35 кВ;

    9) Минимальное сечение кабеля от РП до ТП =120

    10) Длина кабеля от шин подстанции до РП = 1,5 км.



    Рис. 1.1 График нагрузки сети 10 кВ


    Рис. 1.2 График нагрузки сети 35 кВ



    Рис. 1.3 Принципиальная схема ПС

    Таблица 1.1

    Активная мощность через трансформатор зимой




    0-8

    8-10

    10-12

    12-20

    20-24

    P10, МВт

    30

    42

    42

    60

    36

    P35, МВт

    20

    28

    28

    40

    16

    PСН, МВт

    0,5

    0,5

    0,5

    0,5

    0,5

    P∑, МВт

    50,5

    70,5

    70,5

    100,5

    52,5


    Таблица 1.2

    Реактивная мощность через трансформатор зимой




    0-8

    8-10

    10-12

    12-20

    20-24

    Q10, МВт

    18,3

    25,62

    25,62

    36,6

    21,96

    Q35, МВт

    12,2

    17,08

    17,08

    24,4

    13,39

    QСН, МВт

    0,3

    0,3

    0,3

    0,3

    0,3

    Q∑, МВт

    30,8

    43

    43

    61,3

    35,38


    Таблица 1.3

    Активная мощность через трансформатор летом




    0-8

    8-10

    10-12

    12-20

    20-24

    P10, МВт

    30

    30

    42

    42

    24

    P35, МВт

    16

    20

    20

    28

    12

    PСН, МВт

    0,5

    0,5

    0,5

    0,5

    0,5

    P∑, МВт

    46,5

    50,5

    62,5

    70,5

    36,5


    Таблица 1.4

    Реактивная мощность через трансформатор летом




    0-8

    8-10

    10-12

    12-20

    20-24

    Q10, МВт

    18,3

    18,3

    25,62

    25,62

    14,64

    Q35, МВт

    9,76

    12,2

    12,2

    17,0

    7,32

    QСН, МВт

    0,3

    0,3

    0,3

    0,3

    0,3

    Q∑, МВт

    28,36

    30,8

    38,12

    42,92

    22,26



    Таблица 1.5

    Суммарная мощность через трансформатор зимой и летом




    0-8

    8-10

    10-12

    12-20

    20-24

    SЗИМА, МВт

    59,15

    82,57

    82,57

    117,7

    63,3

    SЛЕТО, МВт

    54,46

    59,15

    73,2

    82,53

    42,93



    Рис. 1.4 График полной мощности, протекающей через трансформатор
    Проверим возможность установки на ПС двух трансформаторов мощностью по 80 МВА каждый (ТДТН - 80000/110).

    Коэффициент начальной недогрузки (первоначальной нагрузки) графика определяется по выражению:

    (1.1)

    Коэффициент перегрузки графика определяется по выражению:

    (1.2)

    Проверку трансформатора по температуре наиболее нагретой точки осуществляем с помощью ГОСТ 14209-97,т.к. данный трансформатор имеет среднюю мощность и систему охлаждения типа ON. Следует отметить, что в ГОСТе отсутствует информация для длительности работы с перегрузкой t=12 часов. В этом случае будем приближённо принимать значение температуры, исходя из значений таблиц для t=8 и t=24 часов.

    Температура наиболее нагретой точки (t=8 часов) составила 120 градусов, (t=24 часа) - 123 градуса. Примем наиболее тяжёлый режим, когда температура наиболее нагретой точки равна 123 градуса, и с учётом температуры окружающей среды получим:



    , (1.3)

    где 1400С - допустимая температура наиболее нагретой точки для трансформаторов средней мощности по таблице 1.1 ГОСТ 14209-97. Т.е. трансформатор по данному условию проходит.

    Принимаем трансформатор ТДТН-80000/110.

    Таблица 1.6

    Тип Трансфор-

    матора

    Sном,МВА

    Uвн,кВ

    Uсн,кВ

    Uнн,кВ

    Uк%

    XТ, Ом

    ΔРх, кВт

    ΔРк, кВт

    Iх,%
















    В-С

    В-Н

    С-Н

    ВН

    ВС

    НН










    ТДТН-80000/110

    80

    115

    38,5

    10,5

    11

    18,5

    7

    18,6

    0

    11,9

    82

    390

    0,6


    Выводы: В главе был произведён расчёт суточных графиков нагрузки, по которым было выбрано число, тип и мощность главных трансформаторов подстанции с учётом их перегрузочной способности.

      1.   1   2   3   4   5
    написать администратору сайта