Реферати українською » Физика » Проектування електричної частини понижувальної підстанції 110/35/6 кВ


Реферат Проектування електричної частини понижувальної підстанції 110/35/6 кВ

Страница 1 из 3 | Следующая страница

Федеральне агентство за освітою Російської Федерації

>Санкт-петербургский державний

Політехнічний університет

>Электромеханический факультет

Кафедра Електричні системи та мережі

>Випускная робота бакалавра

Тема: Проектування електричної частини понижуючої підстанції 110/35/6 кВ

Санкт-Петербург 2007


Зміст

електричний станція схема замикання

Вихідні дані

Запровадження

>1.Вибор головною схеми електричних сполук станції і схеми потреб

Проектування головною схеми

1.2 Техніко-економічний аналіз варіантів схеми

>2.Расчет струмів короткого замикання для вибору електроустаткування головною схеми і схеми потреб

2.1 Схема заміщення і параметрів елементів схеми до базисним умовам

>2.2Короткое замикання на шинахРУ-110 кВ (точкаK1)

>2.3Короткое замикання на шинахРУ-35 кВ (точкаK2)

>2.4Короткое замикання на шинахРУ-6 кВ (точкаK3)

>2.5Короткое замикання на шинахРУСН-0,4 кВ (точкаK4)

>3.Вибор електричних апаратів і провідників

>3.1Вибор вимикачів

>3.1.1РУ-330 кВ

>3.1.2РУ-110 кВ

>3.1.3РУ-35 кВ

>3.1.4РУСН-0,4кВ

3.2 Вибір роз'єднувачів

>3.2Вибор збірних шин ітоковедущих частин

>3.2.1Вибор збірних шин 35 кВ

>3.2.2Вибортоковедущих частин від силових трансформаторів до збірних шин 35 кВ

>3.2.3Вибор збірних шин 110 кВ

>3.2.4Вибортоковедущих частин від силових трансформаторів до збірних шин 110 кВ

>3.2.5Вибор збірних шин 330 кВ

>3.2.6Вибортоковедущих частин від силових трансформаторів до збірних шин 330 кВ

>4.Вибор вимірювальних трансформаторів струму і напруження

Література


Вихідні дані

Тип підстанції –підстанція330/110/35кВ.

Зв'язок із системою складає напрузі 330 кВ по 2-му лініях довжиною 150 км. Споживачі:

Таблиця

Напруга, кВ

Навантаження

>Рмин, МВт >Рмакс, МВт
35 30 40
6 20 40

Потужність короткого замикання системи 3000МВ·А.


Запровадження

Мета курсового проекту – спроектувати електричну частина понижуючої підстанції 110/35/6 кВ. Зв'язок із системою здійснюється за двома лініях довжиною 20 км на напрузі 110 кВ. Потужність короткого замикання системи становить 3000МВ·А.Подстанция має три РУ, до збірним шинам 35 кВ підключений один ТСН реалізації прихованого резервування електропостачання споживачів СП.

У курсовому проекті виконано: вибір і обґрунтування головною схеми електричних сполук і схеми електропостачання споживачів потреб, вибір типу, і потужності знижувальних трансформаторів, робочих трансформаторів потреб; розрахунок струмів короткого замикання; вибір комутаційних апаратів,токопроводов,токоведущих частин 17-ї та шин розподільних пристроїв, вимірювальних трансформаторів струму і напруження.

>Понижающие підстанції призначені задля розподілення енергії через мережуНН і шляхом створення пунктів сполуки мережіВН (комутаційних пунктів). Визначальною для вибору місця розміщення підстанції є схема мережі СП, для харчування якої призначена розглянута підстанція. Оптимальна міць і радіус дії підстанції визначаються щільністю навантажень у районі її розміщення й схемою мережіНН.

Класифікація підстанцій з їхньої місцеві і способу приєднання до неї нормативними документами не встановлено. З що застосовуються типів конфігурації сіті й можливих схем приєднання підстанцій їх можна підрозділити на: тупикові,ответвительние, прохідні і вузлові.

За призначенням підстанції діляться на споживчі, призначені для електропостачання споживачів електроенергії, й системніші, здійснюють зв'язок між окремими частинамиЭЭС.

>Понижающая підстанція 110/35/6 кВ,проектируемая у роботі є споживчої тупикової підстанцією, що є центром харчування стосовно споживачам електричних мереж напругою 6 і 35 кВ.


>1.Вибор головною схеми електричних сполук станції і схеми потреб

Проектування головною схеми

Найвища вимога до головним схемами електричних сполук:

– схема мають забезпечувати Надійне харчуванняприсоединенних споживачів на нормальному, ремонтному і післяаварійному режимах відповідно до категоріями навантаження з урахуванням наявності або відсутність незалежних резервних джерел харчування;

– схема мають забезпечувати надійність транзиту потужності через підстанцію нормального, ремонтному і післяаварійному режимах відповідно до його значенням для аналізованого ділянки мережі;

– схема мусить бути наскільки можна простий, наочної, економічною забезпечуватиме засобами автоматики відновлення харчування споживачів напослеаварийной ситуації до втручання державних персоналу;

– схема повинна допускати поетапне розвиток РУ переходити від однієї етапи до іншому без значних робіт з реконструкції та перерв в харчуванні споживачів;

– число одночасно спрацьовують вимикачів у межах РУ має не більше двох при ушкодженні лінії трохи більше чотирьох при ушкодженні трансформатора.

1.1 Техніко-економічний аналіз варіантів схеми

Вибір силових трансформаторів

Сумарна максимальна навантаження підстанції дорівнює (якщо взятиcosн=0,8):


, тому треба вибрати:

1 варіант. Дваавтотрансформатора потужністю:

. По табл. 3.8 вибираю дватрехобмоточних трансформатораТДТН-80000/110 з параметрамиSном = 80МВ·А,UВН = 115 кВ,

>UСН = 38,5 кВ,UНН = 6,6 кВ,uкв-с = 11 %,uк в-н= 18,5 %,uкс-н= 7 %,Рх = 82 кВт,Ркзв-с = 390 кВт. Вартість трансформатора, наведена до рівня цін 2007 року, становить 4110 тис. крб. Коефіцієнт початку до сучасного рівня цін прийнято рівним 30.

2 варіант. 4 трансформатора:

. По табл. 3.81 вибираю чотири трансформатораТРДН-40000/110 з параметрамиSном = 40МВ·А,UВН = 115 кВ,UНН = 6,3 кВ,uк = 10,5 %,Рх = 36 кВт,Ркз = 172 кВт. Вартість трансформатора, наведена до рівня цін 2007 року, становить 2400 тис. крб.

 

>Рис. 1. Варіанти структурної схеми

Вибір трансформаторів потреб

Відповідно до табл. 2.10, підстанції із вищою напругою 330 кВ мають максимальну навантаження СП, що лежить не більше від 100 до 400 кВт. Менші значення відповідають підстанцій зупрощенними схемами, великі – підстанцій з розвиненимираспредустройствами вищого напруження і із встановленими синхронними компенсаторами.

Отже, вибираюРСН = 200 кВт. Потужність споживачів невелика, тому вони приєднуються до неї 380/220 У, яка отримує харчування від двох знижувальних трансформаторів СП. У цьому потужність кожного з цих двох трансформаторів мають забезпечувати повністю електропостачання всіх споживачів СП, тобто стовідсотковий резерв потужності (приховане резервування). Шини СП 0,4 кВ длянадежностисекционируют автоматичним вимикачем.

>Вибираю трансформатори СП: . По табл. 3.3 вибираю двадвухобмоточних трансформатора:ТМ-250/35 з параметрамиSном =250кВ·А,UВН = 35 кВ,UНН = 0,4 кВ,uк = 6,5 %,Рх = 1 кВт,Ркз = 3,7 кВт. Вартість трансформатора, наведена до рівня цін 2007 року, становить 1800 тис. крб.

1.2 Техніко-економічний аналіз варіантів схеми

Економічна доцільність схеми сполуки визначається мінімумом наведених витрат:

З =рн·К + І + У,

де До – капіталовкладення зведення електроустановки, тис. крб.;рн – нормативний коефіцієнт економічну ефективність, нині рівний для підстанцій 0,151/год; І – річні експлуатаційні витрати, тис.руб./год; У – виміряти цінунедоотпуска електроенергії, тис.руб./год. Збитки віднедоотпуска електроенергії у цій роботі до уваги береться.


Таблиця 1. Розрахунок капіталовкладень.

№п/п Устаткування >Расчетная вартість одиниці 1-ї варіант 2-ї варіант
Кількість Загальна вартість Кількість Загальна вартість
тис. крб. прим. тис. крб. прим. тис. крб.
1 >АТДЦН-200000/330/110 23850 2 47700
2 >АТДЦТН-250000/330/150 29100 - - 1 29100
4 >Викл. 110 кВ 10535 4 42140 3 31605
5 >Викл. 35 кВ 1804 5 13000 4 10400
6 >Викл. 6 кВ 1804 7 12628 6 10824
Разом, тис. крб. 115468 81929

– де розрахункова вартість попередньо вибраних вимикачів визначену за таблицям 5.1 і 5.2

Річніексплутационние витрати визначаються за такою формулою:

І = Іа +Ипот =а·К/100 +·Wгод,

де а =(8…9)% – відрахування на амортизацію і обслуговування;Wгод – річні втрати енергії велектроустановке, кВт·год; – середня собівартість втрат електроенергії,коп/кВт·ч.

Приймаю а = 8%, = 25коп/кВт·ч.

Втрати електроенергії у одномудвухобмоточном трансформаторі визначаються за такою формулою:, тутРх,Ркз – втрати потужності холостого ходу і короткого замикання, кВт;Sном – номінальна потужність трансформатора,МВ·А;Sмакс – розрахункова максимальна навантаження трансформатора,МВ·А; Т – тривалість роботи трансформатора на рік; – тривалість максимальних втрат.

Втрати електроенергії у одномутрехобмоточном трансформаторі визначаються за такою формулою: ,

тутРкв,Ркс ,Ркн – втрати потужності короткого замикання, кВт;Sном –номінальна потужність трансформатора,МВ·А;Sв ,Sс ,Sн – розрахункові максимальних навантажень пообмоткам трансформатора,МВ·А; Т – тривалість роботи трансформатора на рік;в ,с ,н – тривалості максимальних втрат пообмоткам трансформатора.

>Вибираю число годин використання максимальної навантаженняТмакс з = 6000 год,Тмакс зв = 5800 год ( а навантаження на підвищених напругахТмакс = (6000-7000) год).

Отже,

.

Кількість годин максимальних втрат надходжень у року заобмоткам трансформаторав = 4300 год,с = 4500 год,н = 3200 год визначаю за графіком на рис. 10.1.

Оскільки дляавтотрансформаторов в довідкової літературі задано лише значенняРкзв-с, то приймаюРкз в-н =Ркзс-н =Ркзв-с, тодіРкз в =Ркз з =Ркз зв =0,5·Ркзв-с.

1 варіант. Дваавтотрансформатора потужністю по 200МВ·А кожен.

 >Трансформатора два, томуWгод =2·Wгод = 2·2038659,4 = 4077318,8 (кВт·год).

Наведені витрати: =>27580(тис. крб.) 2 варіант. Одинтрехобмоточний трансформатор потужністю 63МВ·А.


>Трансформатор один, томуWгод =Wгод = 2249940 (кВт·год).

Наведені витрати:

Перший_варіант найдорожчий, а й самим надійною із усіх запропонованих. Навіть якби відключенні одного трансформатора у разі ремонту чи аварії, залишений у роботі повністю забезпечить харчування всіх споживачів.

Другий варіант з однієюавтотрансформатором по сумарним капіталовкладенням і приведеним затратам єдешевим й найбільш ненадійним, бо за виході з експлуатації трансформатора припиниться харчування всіх споживачів.

Харчування споживачів через один трансформатор можливе наступних випадках:

1) від підстанції харчуютьсянеответственниеелектроприемники, причому у разі відмови трансформатора передбачено централізований трансформаторний резерв із можливістю заміниповрежденного трансформатора протягом доби;

2) для резервування харчування споживачів першої та другої категорій у мережах середнього і нижчого напруг є другі джерела харчування, причому споживачам першої категорії забезпечений автоматичний введення резерву.

Висновок: З урахуванням вищевикладеного, і навіть те, що здебільшого від підстанцій харчуються споживачі всіх трьох категорій і харчування не від системи підводиться лише високої напруги, то умовінадежности вибираю перший варіант, із використанням двохавтотрансформаторовАТДЦТН–200000/330/110. Цей варіант структурної схеми по сумарним капіталовкладенням дорожче другого на 34,5%, а, по приведеним дорожче другого на 32,4%, але має підвищеноїнадежностью електропостачання.


>2.Расчет струмів короткого замикання для вибору електроустаткування головною схеми і схеми потреб
Для розподільних пристроїв 35-220 кВдвухтрансформаторних підстанцій при кількостіприсоединяемих ліній рівному двом рекомендуються такі типові схеми:

1) два блоку зотделителями інеавтоматической перемичкою із боку лінії;

2) місток з вимикачем в перемичці іотделителями в ланцюгах трансформаторів;

3) чотирикутник.

Орієнтовно по табл.1 визначаю кількість відведених ліній від РУ 110 кВ. ЯкщоРмакс = 140 МВт, тоді вибираю чотири повітряні лінії. Зі збільшенням потужності навантаження необхідно поступово збільшувати кількість відведених ліній.

Отже, для РУ 330 кВ вибираю схемучетирехугольника, а РУ 35 кВ схему містка з поетапним переходом до схемою з одногосекционированной системі шин і заміною роз'єднувачів вимикачами.

>Определяю кількість відведених ліній від РУ 35 кВ. Відповідно дотабл.12 приРмакс = 60 МВт вибираю чотири повітряні лінії. Зі збільшенням потужності навантаження необхідно поступово збільшувати кількість відведених ліній.

Для РУ 35 кВ й у РУ СП 0,4 кВ вибираю схему з одногосекционированной системою шин (>межсекционний вимикач нормального режимі відключений зниження струмів короткого замикання).


>Рис. 2. Остаточна схема

2.1 Схема заміщення і параметрів елементів схеми до базисним умовам

>Вибираю базисну потужність:Sб = 1000МВ·А

Як базисного напруги приймаю середнєексплутационное напруга тому щаблі, де передбачається коротке замикання (340; 115; 37; 0,4 кВ).

У кожній точці короткого замикання виходить своє значення базисного струму:

Параметри елементів ланцюзі у відносних одиницях, приведені до базисним умовам

ТрансформаториТДТН-40000/220

 >о.е.

 >о.е.

 >о.е.

Т>рансформатори потребТСЗ-250/10

 >о.е.

 

ЛЕП, котрі живлять підстанцію

Для повітряних ліній напругою 6 – 330 кВ середнє індуктивного опору на 1 км довжиниX0 одно 0,4Ом / км.

Тоді опір однієї лінії,приведенное до базисним умовам одно:

0,5о.е.

З>истема

0,2

>о.е.

>ЭДС системи приймаю що дорівнює одиниці:Ес = 1.


>Рис. 3. Схема заміщення підстанції до розрахунку струмів короткого замикання

2.2 Короткий замикання на шинахРУ-110 кВ (точкаK1)

>Uб = 340 кВ,кА

>Рис 4. Схема заміщення щодо точки К1

 >о.е.

>Начальное значення періодичної складової струму короткого замикання не від системи:

 >кА

Ударний струм короткого замикання не від системи:

 , де

По табл. 3.8 визначаюТа=0,04 сек. іКус=1,779. ТодікА.


Отже, розрахунковим струмом короткого замикання для вибору апаратів і шин РУ 330 кВ єкА,кА.

>2.3Короткое замикання на шинахРУ-35 кВ (точкаK2)

>Uб = 115 кВ,кА;о.е.

>Рис 5. Схема заміщення щодо точкиК2

>Начальное значення періодичної складової струму короткого замикання не від системи:

 >кА

По табл. 3.8 визначаюТа=0,02 сек. іКус=1,607. Тоді ударний струм короткого замикання не від системи:кА.

Отже, розрахунковим струмом короткого замикання для вибору апаратів і шин РУ 35 кВ єкА,кА.

>2.4Короткое замикання на шинахРУ-6 кВ (точкаK3)

>Uб = 37 кВ,кА

>Рис 6. Схема заміщення щодо точки К3

 >о.е.

>Начальное значення періодичної складової струму короткого замикання не від системи:

 >кА


По табл. 3.810 визначаюТа=0,02 сек. іКус=1,608. Тоді ударний струм короткого замикання не від системи:кА.

>Проектируемая у роботіпонижающая підстанція перестав бути великої промислової підстанцією, тому підживлення від двигунів щодо струмів короткого замикання не враховую.

Отже, розрахунковим струмом короткого замикання для вибору апаратів і шин РУ 35 кВ єкА,кА.

 

>2.5Короткое замикання на шинахРУСН-0,4 кВ (точкаK4)

 

>Uб = 0,4 кВ,кА

>Рис 7. Схема заміщення щодо точкиК4

 >о.е.

>Начальное значення періодичної складової струму короткого замикання не від системи:

>кА

По табл. 3.810 визначаюТа=0,02 сек. іКус=1,608. Тоді ударний струм короткого замикання не від системи:кА.

Сумарна потужність споживачів потреб підстанції мала (250кВ·А), тому підживлення від двигунів потреб щодо струмів короткого замикання не зважаю.

Отже, розрахунковим струмом короткого замикання для вибору апаратів і шинРУСН 0,4 кВ єкА,кА.


>3.Вибор електричних апаратів і провідників

 

>3.1Вибор вимикачів

У ГОСТ 687-78 наведено такі параметри вимикачів:

1. Номінальне напругаUном.

2. Номінальний струмIном.

3. Номінальний струм відключенняIоткл.

4. Номінальне процентний вмістапериодической складової струму в струмі відключення

5. Чинне значення періодичної складовоїIдин і амплітудна значення повного струмуIm дин, які характеризуютьелектродинамическую стійкість вимикача.

6. Струм термічної стійкостіIт та палестинці час дії струму термічної стійкостіtт.

7. Номінальний струм включенняIвкл.

8. Час дії вимикача:

– свій час відключенняtсв– проміжок часу від подачі команди відключення до розбіжності контактів вимикача;

– час відключенняtов – проміжок часу від подачі команди відключення допогасания дуги переважають у всіх фазах;

– час включення вимикачаtвв – проміжок часу від подачі команди вмикання раніше виникнення струму у подальшому ланцюгу.

9. Параметривосстанавливающегося напруги при номінальному струмі відключення.


Таблиця 3. Умови вибору вимикачів

Розрахункові величини >Каталожние дані вимикача Умова вибору
Страница 1 из 3 | Следующая страница

Схожі реферати:

Навігація