МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ РФ

ДАЛЬНЕВОСТОЧНЫЙ ГОСУДАРСТВЕНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ  УНИВЕРСИТЕТ

КАФЕДРА ЭЭ 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

КУРСОВОЙ  ПРОЕКТ

По Электрическим  станциям и подстанциям 

в системах электроснабжения

Тема: Понижающая подстанция с напряжением 110/35/10 кВ 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Выполнил  студент гр. Э-941

                                                                           Принял преподаватель

Владивосток 2003

     Содержание         стр.

1. Построение  графиков электрических нагрузок    3

2. Выбор  силовых трансформаторов      8

3. Расчет  токов короткого замыкания      14

4. Выбор  кабельных линий к РП       16

5. Выбор  реакторов         18

6. Выбор шин на НН         19

7. Выбор  гибких проводов на ВН и  СН      21

8. Выбор  электрических аппаратов       24

    8.1. Выбор выключателей и разъединителей  на ВН    24

    8.2. Выбор выключателей и разъединителей  на СН    25

9. Выбор  измерительных трансформаторов     26

    9.1. Трансформаторы напряжения на  сторону ВН, СН и НН  26

    9.2. Трансформаторы тока на сторону  ВН, СН и НН   28

10. Выбор  трансформаторов собственных нужд    32

11. Выбор  оперативного тока        34

12. Выбор главной  схемы электрических соединений подстанции 34

13. Выбор  ячеек КРУ         35

14. Выбор  ОПН                                     36

15. Список  литературы         37 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1. Построение  графиков электрических  нагрузок

   Электрические нагрузки подстанции определяют для выбора силовых трансформаторов, электрических аппаратов и токопроводов.

   Данные  для построения суточных графиков электрических  нагрузок на среднем и низком напряжениях  указаны в задании отдельно для  летнего и зимнего периодов.  

      Для построения суточных графиков нагрузок подстанции  на высшем напряжении найдем суммарные значения Р и Q нагрузок на среднем и низком напряжении  для каждой ступени графика. Затем определим полную мощность.

      Для зимнего периода (по рис.1 и 3):

t = 0-8 час

Р_1S = Р_1СН+Р_1НН = 15+20 = 35 МВт

Q_1S = Q_1СН + Q_1НН

Q_1СН =  Р_1СН·tgj₁

Q_1НН =  Р_1НН·tgj₂

В задании  указаны значения cosj_сн = 0,9 и cosj_нн = 0,85, следовательно

j₁ = 25,8° и j₂ = 31,8°.

Q_1СН =  15·tg25,8 = 7,3 Мвар

Q_1НН =  20·tg31,8 = 12,3 Мвар

Q_1S = 7,3 + 12,3 = 19,6 Мвар

      Для остальных ступеней графика S определяем аналогично. Для летнего периода расчет ведется по рис. 2 и 4. Результаты расчетов сведем в таблицу. 

Таблица 1.1  Суточные графики электрических  нагрузок на высшем напряжении

     Построение  годового графика нагрузки по продолжительности  производится на основании известных  графиков за летние и зимние сутки.  При построении годового графика по оси ординат откладываются нагрузки, кВт, по оси абсцисс - часы года от 0 до 8760. Нагрузки на графике располагаются в порядке убывания от Р_max до Р_min.

     Продолжительность потребления нагрузки Т_i определяется по длительностям ступеней суточных графиков t_i и количеству календарных дней зимы N_зим = 210 и лета N_лет = 155, причем ST_i= 8760 ч.

     Годовой график по продолжительности на стороне  ВН:

     T₁ = t₁·N_зим = 4·210=840 ч.; T₂ = t₂·N_зим = 4·155=840 ч.;

     T₃ = t₃·N_зим = 4·210=840 ч.;

     T₄ = t₄·N_зим = 4·210=840 ч.;T₅ = t₅·N_зим + t₅·N_лет = 8·210+4·155=2300 ч.;

     T₆ = t₆ ·N_лет = 4·155=620 ч.;T₇ = t₇· N_лет = 4·155=620 ч.;

      T₈ = t₈·N_лет = 4·155=620 ч.; T₉ = t₉·N_лет = 4·155=620 ч.; 
 

      По  построенному графику определяем следующие  показатели и коэффициенты: годовое  потребление активной энергии W; годовое число часов использования максимума активной мощности Тmax; время максимальных потерь t. 

Годовое потребление активной энергии, МВА·ч , 

где S_i – мощность i-й ступени графика, МВА ; t_i – продолжительность i-й ступени графика, ч. 

W_год = 80,4·840+63·840+57,4·840 +45,6·840+40·2300+34,2·620+

+30,8·620+25,1·620+22,9·1240 = 383150 МВА·ч. 

Годовое число часов использования максимума  мощности S_max нагрузки, ч. 

Время максимальных потерь, ч,

     Годовой график по продолжительности на стороне  СН:

     T₁ = t₁·N_зим = 4·210=840 ч.; T₂ = t₂·N_зим = 12·210=2520 ч.;

     T₃ = t₃·N_зим +t₃·N _лет =8·210+ 8·155=2920 ч.;

     T₄ = t₄· N _лет = 8·155=1240 ч.;

     T₅ = t₅·N _лет = 8·155=1240 ч. 

Годовое потребление энергии, МВA·ч по формуле (1): 

W_год = 33,3·840+22,2·2520+16,67·2920+13,3·1240+

+11,1·1240 =162848,4 МВA·ч. 

Годовое число часов использования максимума  мощности S_max нагрузки, ч. согласно  (2): 

Время максимальных потерь, ч. по формуле (3):

     Годовой график по продолжительности на стороне НН:

     T₁ = t₁·N_зим =4·210=840 ч.; T₂ = t₂· N_зим = 4·210=840 ч.;

     T₃ = t₃·N_зим = 4·210=840 ч.;

     T₄ = t₄·N_зим + t₄·N _лет = 12·210+4·155=3140 ч.;

     T₅ = t₅·N _лет = 8·155=1240 ч.; T₆ = t₆· N _лет = 12·155=1860 ч.;

Годовое потребление активной энергии, МВA·ч , 

W_год = 47,1·840+41,2·840+35,3·840+23,5·3140+17,6·1240+11,8·1860= =221386МВA·ч. 
 

Годовое число часов использования максимума  мощности S_max нагрузки, ч. 

Время максимальных потерь, ч,

2. Выбор трансформаторов

     При выборе числа трансформаторов (автотрансформаторов) на подстанции следует руководствоваться требованиями к надежности электроснабжения, определяемыми категориями потребителей.

     На  подстанциях с высшим напряжением 35 - 750 кВ рекомендуется устанавливать два трансформатора (автотрансформатора). При соответствующем технико-экономическом обосновании или при наличии двух средних напряжений допускается установка более двух трансформаторов (автотрансформаторов).

      Мощность  трансформаторов выбирается так, чтобы  при отключении наиболее мощного  из них на время ремонта или  замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой перегрузки и резерва  по сетям среднего и низшего напряжений, обеспечивали питание нагрузки. Согласно ГОСТ в аварийном режиме допускается работа трансформатора с перегрузом на 40% не более 5 суток, и временем перегрузки не более 6 часов в сутки.

     Расчетная мощность трансформатора (автотрансформатора) определяется на основании построенных суточных графиков нагрузок, по которым находят максимальную нагрузку подстанции. Обычно мощность каждого трансформатора (автотрансформатора) двухтрансформаторной подстанции выбирают равной (0,65 - 0,7) суммарной максимальной нагрузки подстанции.

     Суммарная максимальная нагрузка подстанции согласно рис.5:

     S_max = 80,4 МВА

     Мощность  одного трансформатора:

     S_НТ = (0,6-0,7) · S_max = (0,6-0,7) ·80,4 = 52,2-56,2 МВА

     По  стандартной шкале номинальных  мощностей трансформаторов выбираем трансформатор 

     первый  вариант  2хТДТН – 63000/110

     S_НОМ = 63 МВА,  U_ВН = 115 кВ, U_СН = 38,5 кВ, U_НН = 11 кВ,

     u_кВ-С = 10,5%, u_кВ-Н = 18%,  u_кС-Н = 7%,

     Р_х = 53 кВт, I_х% = 0,55, С=126 тыс.р. 

     второй  вариант  3хТДТН – 40000/110

     S_НОМ = 40 МВА,  U_ВН = 115 кВ, U_СН = 38,5 кВ, U_НН = 11 кВ,

     u_кВ-С = 10,5%, u_кВ-Н = 17,5%,  u_кС-Н = 6.5%, Р_{к ВН-СН} = 140 кВт,

     Р_х = 39 кВт, I_х% = 0,6, С=94.4 тыс.р 

     После выбора номинальной мощности трансформатора производится проверка на допустимость систематических перегрузок.

     Допускаемые систематические перегрузки трансформатора в основном зависят от конфигурации графика нагрузок, системы охлаждения трансформатора, постоянной времени трансформатора t и температуры окружающего воздуха и определяются по двухступенчатому суточному графику нагрузок.

Если  исходный суточный график нагрузок многоступенчатый, то его необходимо преобразовать в эквивалентный (в тепловом отношении) двухступенчатый. Для этого из графика выделяют первую и вторую ступени. Переменную нагрузку в пределах каждой ступени заменяют неизменной нагрузкой, создающей потери такой же величины, как и переменная нагрузка. Величина этой эквивалентной нагрузки может быть определена по выражению, MВ×А:

где n - число ступеней многоступенчатого графика; t_i - длительность i-й ступени графика, ч; S_i - нагрузка i-й ступени графика, MВ×А.

     Преобразование  заданного графика нагрузок в  эквивалентный двухступенчатый:

     а) для первого варианта

- проводим  на заданном графике горизонтальную линию с ординатой, равной номинальной мощности трансформатора, предполагаемого к установке;

• пересечением этой линии с исходным графиком выделяем участок наибольшей перегрузки продолжительностью h'=4ч;

- оставшуюся часть исходного графика разбиваем на m интервалов Dt_i с нагрузкой в каждом интервале S_i;

- определяем  начальную нагрузку S_Э1 эквивалентного графика (мощность первой ступени) из выражения, кВ×А:

 
Коэффициент начальной нагрузки 

Предварительный коэффициент максимальной нагрузки

Коэффициент максимальной нагрузки

     Т.к. К’₂ = К_MAX = 1,27  принимаем К₂ = К’₂ = 1,27.

     Определяем  продолжительность перегрузки: 

      Используя [2] по средней эквивалентной температуре  окружающей среды и продолжительности  перегрузки, определяем допустимость относительной нагрузки:

    К_2ДОП = 1,44

     К_2ДОП ³ К₂

     б) для второго варианта

• т.к. в данном варианте три трансформатора, то проводим на заданном графике горизонтальную линию с ординатой, равной номинальной мощности двух трансформаторов S_НТ = 80 МВА (рис.9)

     Так как мощность двух трансформаторов  равна максимальной мощности, то на перегрузочную способность трансформаторы не проверяем.

     В обоих вариантах  систематические  перегрузки являются допустимыми.

     Для выбора одного из вариантов произведем их технико-экономическое сравнение.

     Технико-экономическое  сравнение вариантов схемы подстанции производится по критерию минимума приведенных затрат на сооружение и эксплуатацию подстанции, тыс.р/год: 

                                  З = Е_Н·К + И                                          (5) 

     где Е_н = 0,125 1/год - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений; Е_н = 1/Т, Т =8 лет– срок окупаемости капиталовложений;

К - капиталовложения в подстанцию, тыс.р;

И - ежегодные  издержки, тыс.р/год.

     Размер  капиталовложений К определяется исходя из стоимости трансформаторов и распределительных устройств.

     К_тр=С·m       

                                          К = К_тр·n +К_у                                     (6)

     Ежегодные издержки И определяются стоимостью годовых потерь энергии в трансформаторах И_пот и отчислениями на амортизацию и обслуживание И_а0 тыс.р/год:

                                      И = И_пот + И _а0                                                           (7) 

     Стоимость годовых потерь энергии в трансформаторах, тыс.р/год,

                                     И_пот =c·DА_ГОД                                        (8)

     где  c - средняя себестоимость электроэнергии в энергосистеме, р/(кВт·ч); DА_ГОД - годовые потери электроэнергии в трансформаторах, кВт·ч/год.

     Средняя себестоимость электроэнергии зависит  от числа часов использования максимума нагрузки Т_max и географического месторасположения подстанции.

     c= 0,6  р/(кВт·ч)

Отчисления  на амортизацию и обслуживание, тыс.р/год:

                                   И _а0 = (а + в) ·К                                                                    (9)    

  где а = 0,064 1/год - норма амортизационных отчислений для электрооборудования подстанций;

 в  - норма отчислений на обслуживание  электрооборудования подстанции

(в = 0,03 1/год - для электрооборудования  напряжением до 110 кВ включительно, в = 0,02 1/год - для электрооборудования напряжением 220 кВ и выше).

     Годовые потери электроэнергии в трансформаторах  складываются из потерь холостого хода, определяемых по числу часов работы t в течение года, и нагрузочных потерь - по времени наибольших потерь t.

     Для трехфазных трехобмоточных трансформаторов с одинаковыми мощностями обмоток, кВт·ч/год: 

DА_ГОД =n·DP_хх·8760+(1/ n)*

*

Р_кВН = 0,5·(Р_{к ВН-СН} + Р_{к ВН-НН}  - Р_{к СН-НН} );