Проектирование электрической части подстанций. 2

Министерство образования и  науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное  образовательное учреждение высшего  профессионального образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

 

Институт – ЭНИН

Направление – Электроэнергетика

Кафедра – Электроснабжения промышленных предприятий

 

 

 

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ  ЧАСТИ ПОДСТАНЦИЙ

 

Расчетно-пояснительная записка  к курсовому проекту 

по курсу “Электрическая часть электростанций”

 

 

 

 

Выполнил:

Студент гр. 5А0А___________________________________   И.А. Таширев

                                                               ^{(Дата)                                             (Подпись)}

 

Проверил:

Профессор

кафедры ЭСПП__________________________________         Н.Р. Пономарчук

                                                               ^{(Дата)                                             (Подпись)}

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Томск – 2013

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

     

      Введение

 

1. Определение суммарной мощности подстанции
2. Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции
3. Определение токов нормального и утяжеленного режимов
4. Выбор средств ограничения токов короткого замыкания
5. Выбор кабелей отходящих линий 10кВ
6. Выбор главной схемы электрических соединений
7. Выбор электрических аппаратов
8. Выбор РУ НН 10 кВ
9. Выбор трансформаторов тока
10. Выбор трансформаторов напряжения
11. Выбор сборных шин и токопроводов
12. Выбор распредустройств и основные конструктивные решения
13. Выбор источника оперативного тока, схемы дистанционного управления
14. Схема включения измерительных приборов
15.    Заключение

      Список  литературы

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Электростанция –  это совокупность электрических  станций, электротепловых сетей, потребителей электротепловой энергии, связанных  общность режима и непрерывностью процесса производства, распределения, преобразования и потребления электротепловой энергии.

По особенностям основного  технологического процесса преобразования энергии и виду используемого  энергетического ресурса электростанции разделяют на тепловые, атомные, гидроэлектростанции, гидроаккумулирующие, газотурбинные и др.

Главной задачей курсового  проекта является, проектирование и  расчет элекподстанции, как в нормальных, так и аварийных режимах

Электрическая подстанция — электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов или других преобразователей электрической энергии, устройств управления, распределительных и вспомогательных устройств.

Функционально подстанции делятся на:

• Трансформаторные подстанции — подстанции, предназначенные для преобразования электрической энергии одного напряжения в энергию другого напряжения при помощи трансформаторов.
• Преобразовательные подстанции — подстанции, предназначенные для преобразования рода тока или его частоты.

Электрическое распределительное  устройство, не входящее в состав подстанции, называется распределительным пунктом. Преобразовательная подстанция, предназначенная для преобразования переменного тока в постоянный и последующего преобразования постоянного тока в переменный исходной или иной частоты называется вставкой постоянного тока.

По значению в системе  электроснабжения:

• Главные понизительные подстанции (ГПП);
• Подстанции глубокого ввода (ПГВ);
• Тяговые подстанции для нужд электрического транспорта, часто такие подстанции бывают трансформаторно-преобразовательными для питания тяговой сети постоянным током;
• Комплектные трансформаторные подстанции 10 (6)/0,4 кВ (КТП). Последние называются цеховыми подстанциями в промышленных сетях, городскими — в городских сетях.

В зависимости от места  и способа присоединения подстанции к электрической сети нормативные документы не устанавливают классификации подстанций по месту и способу присоединения к электрической сети. Однако ряд источников даёт классификацию исходя из применяющихся типов конфигурации сети и возможных схем присоединения подстанций^].

• Тупиковые — питаемые по одной или двум радиальным линиям
• Ответвительные — присоединяемые к одной или двум проходящим линиям на ответвлениях
• Проходные — присоединяемые к сети путём захода одной линии с двухсторонним питанием
• Узловые — присоединяемые к сети не менее чем тремя питающими линиями

Ответвительные и проходные  подстанции объединяют понятием промежуточные, которое определяет размещение подстанции между двумя центрами питания или узловыми подстанциями. Проходные и узловые подстанции, через шины которых осуществляются перетоки мощности между узлами сети, называют транзитными.

Также используется термин «опорная подстанция», который как правило обозначает подстанцию более высокого класса напряжения по отношению к рассматриваемой подстанции или сети.

В связи с тем, что ГОСТ 24291-90 определяет опорную подстанцию как «подстанцию, с которой дистанционно управляются другие подстанции электрической сети и контролируется их работа», для указанного выше значения целесообразнее использовать термин «центр питания».

По месту размещения подстанции делятся на:

• Открытые — оборудование которой расположено на открытом воздухе.
• Закрытые — подстанции, оборудование которых расположено в здании.

Электроподстанции могут  располагаться на открытых площадках, в закрытых помещениях (ЗТП — закрытая трансформаторная подстанция), под землёй и на опорах (МТП — мачтовая трансформаторная подстанция), в специальных помещениях зданий-потребителей. Встроенные подстанции — типичная черта больших зданий и небоскрёбов.

Подстанция, в которой стоят повышающие трансформаторы, повышает электрическое напряжение при соответствующем снижении значения силы тока, в то время как понижающая подстанция уменьшает выходное напряжение при пропорциональном увеличении силы тока.

Необходимость в повышении передаваемого  напряжения возникает в целях  многократной экономии металла, используемого  в проводах ЛЭП, и уменьшения потерь на активном сопротивлении. Действительно, необходимая площадь сечения проводов определяется только силой проходящего тока и отсутствием возникновения коронного разряда. Также уменьшение силы проходящего тока влечёт за собой уменьшение потери энергии, которая находится в прямой квадратичной зависимости от значения силы тока. С другой стороны, чтобы избежать высоковольтного электрического пробоя, применяются специальные меры: используются специальные изоляторы, провода разносятся на достаточное расстояние и т. д. Основная же причина повышения напряжения состоит в том, что чем выше напряжение, тем большую мощность и на большее расстояние можно передать по линии электропередачи.

 

 

 

 

Исходные данные:

 

Вариант № 20

 

                              

 

Рис 1. Схема питающей сети проектируемой подстанции

 

 Табл. 1 Исходные данные 

 

Схема	Вариант	Система С1		Система С2		ЛЭП Связи
		Sном	х	Sном	х	L1	L2	L3
7	20	МВА	о.е.	МВА	о.е.	Км	Км	Км
		7500	1.4	7000	0.9	1000	800	-

 

Нагрузка потребителей
На стороне СН					На стороне НН
Uсн	NxP	Kмп	Cos	Tmax	Uнн	NxP	Kмп	Cos	Tmax
кВ	шт х МВт	-	-	Час	кВ	шт х МВт	-	-	Час
35	8х15	0.8	0.9	7000	10	12х1;16х6	0,8;0,9	0,85	6500

 

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СУММАРНОЙ МОЩНОСТИ ПОДСТАНЦИИ

 

Суммарная активная мощность на стороне СН:

 МВт,

где - параметры потребителей на стороне СН

Полная  мощность на стороне СН:

 МВА,

где - коэффициент мощности потребителя СН.

Аналогично определяем мощности на стороне НН:

 МВт;

 МВА;

Суммарная мощность на стороне ВН:

 МВт;

Реактивная мощность на стороне  СН:

МВАр.

Реактивная мощность на стороне НН:

МВАр.

МВАр;

 МВА;

 

Руководствуясь исходными  данными, определяем тип подстанции:

• по способу присоединения к сети – узловая
• I категории;

Остальные признаки будут определены в ходе дальнейших расчетов.

 

 

 

2. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОДСТАНЦИИ

Мощность трансформаторов выбирается по условию:   (n=2)

 МВА;

В данном варианте невозможно подобрать АТ, связывающий  стороны 500-35-10 кВ. Прибегаем к двойной трансформации 500-110-35 и 110-10. В данном случае 35 кВ оказывается на низкой стороне, 10 кВ – на средней. Другого варианта мне найти не удалось.

По табл. 3.8 [2] принимаем тип автотрансформатора АТДЦТН – 250000/500/110 и по табл. П2.4 [3] выбираем трансформатор с расщепленной обмоткой ТРДЦН-125000/10.5

 

Схема подстанции:

 

 

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОКОВ НОРМАЛЬНОГО И УТЯЖЕЛЕННОГО РЕЖИМОВ

 

В нормальном режиме цепи силовых трансформаторов подстанции характеризуются током Iнорм.:

 А.

Утяжеленный режим – один из трансформаторов  отключен, а по цепи другого протекает  рабочий ток Iмакс.

 А.

А,  А.

А  А.

Согласно [1], если , то в цепях НН РУ может быть выполнено комплектным для наружной установки (КРУН) с установкой выключателей ВМПЭ с номинальным током отключения 20 кА.

 

 

 

 

4. ВЫБОР СРЕДСТВ ОГРАНИЧЕНИЯ ТОКОВ КЗ

 

 

Рис 2. Схема замещения

 

 

 

Расчет параметров схемы замещения (о.е.):

Принимаем допущения:

базисные токи

,

.

  ,        

;

;

;

;   

; 

  ;

;

;  

;

Определим периодические составляющие токов к.з.

Сторона ВН (точка К3).

; ;

 кА.

Сторона СН (точка К2).

;

 кА.

Сторона НН (точка К1).

;

кА

Так как ток короткого замыкания больше отключающей способности выключателей, устанавливаем токоограничивающий реактор.

Реактор должен выдерживать токи перегрузки и нормального режима, реактор требуется для уменьшения величины тока КЗ.

По табл. 6.34 [5] принимаем сдвоенный реактор типа РБСДГ-10-2*2500-0.35

;

;

;

рассчитываем  ток КЗ на низкой стороне с учетом реакторов

Рис 3. Схема подключения нагрузки на низкой стороне

 кА<31,5 кА, ток короткого замыкания ограничен.

 

5. Проверка по обеспечению термической стойкости кабелей

отходящих линий 10 кВ.

 

Выбираем сечение кабеля в цепи, отходящей линии меньшей мощности - 1 МВт:

.

Сечение кабеля выбираем по экономической  плотности тока:

,

Выбираем 

где = 1,2 – для Т_max = 6500 ч. по [3, табл. 4.5].

,

где - тепловой импульс, кА²·с;

= 1,2 с – время отключения  тока короткого замыкания согласно;

- функция,  значение которой  приведены в [2, табл. 3,14].

Выбранный кабель не проходит по термической стойкости.

Выбираем кабель с алюминиевыми жилами в бумажной изоляции сечением 150 мм².

Условие термической стойкости  q_выбр ≥ q_мин (150 < 124,9) – условие выполняется.

Кабель термически стоек и ограничения токов КЗ не требуется.

Выбранный реактор проверяем по условию потери напряжения реактора. Согласно стр. 197-198 [3]. Потери напряжения в реакторе при протекании тока и  заданном значении cosφ определяется из выражения:

.

 

 

6. ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ

 

На стороне ВН шесть линий (2 двухцепные и 2 отходящие) и 2 автотрансформатора, следовательно, всего 8 присоединений. Напряжение на ВН 500 кВ.

Главная схема электрических соединений подстанции выбирается с учетом схемы  развития электрический сетей энергосистемы или схемы электроснабжения района.

Основные требования к схемам электрических  соединений:

1. схема должна обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей во всех режимах работы;
2. схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через подстанцию;
3. схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановление питания потребителей в послеаварийном режиме без вмешательства персонала;
4. схема должна допускать поэтапное развитие без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;
5. число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырех при повреждении трансформатора.

С учетом вышеперечисленных требований выбираем по табл. 4.6 [5] полуторную схему (шесть и более присоединений).

 

а)                                                                                       

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

б)   

     

 

Рис 4. Главная схема электрических соединений ОРУ ВН 500 кВ (а) и ОРУ СН 35 кВ (б).

 

7. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ

Выбор выключателей и  разъединителей производится по табл. 5.1, 5.2, 5.5 [2].

 

1. На стороне ВН:

 

Табл. 7.1 Выбор выключателей и разъединителей на стороне ВН

Расчетные данные	Каталожные данные
	ВВ-500Б -31,5/2000 У1	РНВ – 500/2000 Т1
Uуст = 500 кВ	Uном = 500кВ	Uном = 500 кВ
а) Iнорм = 123А б) Iраб.max = 246 А	Iном = 2000 А	Iном = 2000 А
По отключающей способности а) Iп0 = 3,42 кА б) =0,06 с,	а) Iоткл.ном = 31,5кА   б)	Не проверяется
По электродинамической стойкости а) б) Iп0 = 3,42 кА	а) iдин = 80 кА б) Iдин = 31,5 кА	а) iдин = 45 кА
По термической стойкости	кА2·с	кА2·с

 

2. На стороне СН:

Табл. 7.2 Выбор выключателей и разъединителей на стороне СН

 

Расчетные данные	Каталожные данные
	ВВУ-35-40	РДЗ-35-2000
Uуст = 35 кВ	Uном = 35 кВ	Uном = 35 кВ
а) Iнорм = 832 А б) Iраб.max = 1664 А	Iном = 2000 А	Iном = 2000 А
По отключающей способности  а) Iп0 = 10.572 кА б) кА	а) Iоткл.ном = 40 кА   б) кА	Не проверяется
По электродинамической стойкости а) кА	а) iдин = 100 кА	а) iдин = 80кА
По термической стойкости   кА2·с	кА2·с	кА2·с

 

 

На стороне НН

Табл. 7.3 Выбор выключателей на стороне НН

Расчетные данные	Каталожные данные
	ВВТП-10/1600
Uуст = 10 кВ	Uном = 10 кВ
а) Iнорм = 776,25 А б) Iраб.max =1553 А	Iном = 1600 А
По отключающей способности а) Iп0 = 11,4 кА б)	а) Iоткл.ном = 20 кА   б)
По электродинамической стойкости                      а) iу = кА                     б) Iп0 = 11,4 кА	а) iдин = 52 кА б) Iдин = 20 кА
По термической стойкости

 

8. ВЫБОР РУ НН 10кВ

 

Так как на стороне  НН будет 4 секции, то ток секции при аварийном режиме:

           Выбираем шкафы серии К-37 [5].

Технические данные:

Номинальное напряжение (линейное): 10 кВ

Номинальный ток шкафа:  630 А

Номинальный ток сборной  шины:  1600 А

 

Номинальный ток электродинамической  прочности стойкости главных цепей: 

52 кА

Номинальный ток термической  стойкости для промежутка времени 4 с.:  20 кА

Выключатель: ВМПЭ – 10

Привод  - встроенный электромагнитный

Трансформатор тока: ТЛМ – 10 – 2,

Трансформатор напряжения:  НТМИ

Размеры шкафа, мм:

- ширина: 900

- глубина: 1600

- высота: 2400

Масса шкафа, кг: 1400.

 

9. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА

    Сторона НН

По табл. 5.9 [2] принимаем трансформатор типа ТШВ-15.

                       Табл. 9.1 Выбор трансформатора тока  на стороне НН

Расчетные данные	Каталожные данные
	ТШВ-15
Uуст =10 кВ	Uном =15 кВ
а) Iраб.max = 1553 А б) I2ном = 5 А	Iном = 6000 А I2ном = 5 А
По термической стойкости 191
По электродинамической стойкости а) iу = 31,53 кА	81
По вторичной нагрузке Ом

 

 

 

 

 

 

Вторичная нагрузка трансформатора тока

 

Табл. 9.2 Вторичная нагрузка трансформатора тока

Прибор	Тип	Нагрузка, ВА, фазы
		А	В	С
Ваттметр	Д – 335	0,5	-	0,5
Варметр	Д – 304	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии	САЗ – И670	2,5	-	2,5
Счетчик реактивной энергии	СР – И776	1,5	-	1,5
Амперметр	Э – 335	0,5	-	-
ИТОГО		5,5		5

Расчет ведем по наиболее загруженной  фазе.

.

Сопротивление приборов определяется по выражению:

Ом.

Сопротивление контактов r_к = 0,1 Ом при общем числе приборов более трех.

Сопротивление соединительных проводов:

.

Сечение соединительных проводов

мм²;

ρ = 0,0283Ом мм²/м – удельное сопротивление материала проводника (алюминия),

м – расчетная длина соединительных проводов при включении трансформаторов тока и приборов в неполную звезду.

м – длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов (в  один конец), стр. 375 [3].

По условию прочности принимаем контрольный кабель АКРГВ с сечением жил 4 мм². 

Ом

Ом

 

Сторона СН

 

 По табл. 5.9 [2] принимаем трансформатор типа ТФЗМ-35А..

 

                    Табл. 9.3 Выбор трансформатора тока на стороне СН

Расчетные данные	Каталожные данные
	ТФЗМ-35А
Uуст =35 кВ	Uном =35 кВ
а) Iраб.max =536 А	Iном = 600 А
По термической стойкости	кА2·с
По электродинамической стойкости а) кА	а) iдин = 126 кА

 

Сторона ВН

По табл. 5.9 [2] принимаем трансформатор типа ТФЗМ 500 - У1 .

 

      Табл. 9.4 Выбор трансформатора тока на стороне ВН

Расчетные данные	Каталожные данные
	ТФЗМ 500-У1
Uуст =500 кВ	Uном =500 кВ
а) Iраб.max = 253 А	Iном = 500 А
По термической стойкости	кА2·с
По электродинамической стойкости а) кА	а) iдин = 90 кА

 

 

10. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРА НАПРЯЖЕНИЯ

 

Сторона НН

По табл. 5.13 [2] принимаем однофазные трансформаторы напряжения НТМИ-10-66 в классе точности 0,5

 

Табл. 10.1 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Прибор		Тип	S одной обмотки ВА	Число обмоток	cosφ	sinφ	Число приборов	Общая потребляемая мощность
								P, Вт	Q, ВА
Вольтметр (сборные шины)		Э-335	2	1	1	0	1	2	-
Ваттметр Варметр Счетчик активной энергии Счетчик реактивной энергии	Ввод 10 кВ транс форматора	Д-335 Д-304  И-674 И-673	1,5 1,5 3 Вт   3 Вт	2 2 2   2	1 0 0,38   0,38	0 1 0,925   0,925	1 1 1   1	3 0 6   6	- 0,5 14,5   14,5
Счетчик активной энергии Счетчик реактивной энергии	Линии 10 кВ	И-674   И-673	3 Вт   3 Вт	2   2	0,38   0,38	0,925   0,925	10   10	60   60	145   145
ИТОГО								137	319,5