Проектирование подстанции систем электроснабжения города 220/35/10

                                                                   Федеральное агентство по образованию

ГОУ ВПО  «Марийский государственный университет»

Электроэнергетический факультет

Кафедра электроснабжения 
 
 
 
 
 
 
 
 

Пояснительная записка к курсовому проекту по дисциплине “Электроэнергетика: Производство электроэнергии” на тему:

«Проектирование подстанции систем электроснабжения

города 220/35/10» 
 
 

Вариант-33 
 
 
 
 
 
 

Выполнил:

                        студент гр. ЭС-41

                         Зеничев В. В. 

Руководитель  проекта:

                    ст. преподаватель

                    Максимова И. В. 
 
 
 
 
 

Йошкар-Ола 

2006

СОДЕРЖАНИЕ 

 ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………….…………………4

1. ВЫБОР ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ……….5

1.1 Перевод суточных графиков потребления мощности………….5

2. ВЫБОР ТИПА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ………………..8

3.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ……………..…………..11

3.1 Технико-экономический расчет первого варианта…….……...12

3.2 Технико-экономический расчет второго варианта…………....13

4. ВЫБОР ОТХОДЯЩИХ ЛИНИЙ………………………………………….….14

4.1 Выбор отходящих линий на стороне ВН……………………………….…14

4.2 Выбор отходящих линий на стороне СН……………………………….…15

5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ……………………...…….17

5.1 Определение параметров схемы замещения…………………..………….17

5.2 Расчет тока КЗ на шинах ВН………………………………….....………...22

5.3 Расчет тока КЗ на шинах СН…………………………..…………………..24

5.4 Расчет тока КЗ на шинах НН……………………………..………………..25

6. РАСЧЕТ КАБЕЛЬНОЙ СЕТИ НИЗШЕГО НАПРЯЖЕНИЯ..……………..27

6.1 Выбор кабеля для потребителей РП3……………..………………………27

6.2 Выбор кабеля для потребителей РП1 и РП2……………………………...28

6.3 Определение термической стойкости кабеля………………………...…..29

6.4 Выбор линейных реакторов………………………………………………..29

7. ВЫБОР СХЕМЫ ТРАНСФОРМАТОРА СОБСТВЕННЫХ НУЖД………32

8. ВЫБОР СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ………………...33

8.1 Выбор схемы распределительного устройства на стороне ВН………….33

8.2 Выбор схемы распределительного устройства на стороне СН………….33

8.3 Выбор схемы распределительного устройства на стороне НН………….34

9. ВЫБОР ПРОВОДНИКОВ И АППАРАТОВ……………..………...………..35

9.1 Выбор секционного реактора……………..………………………..…..….37

9.2 Выбор выключателей на стороне ВН………..…………………….……...37

9.3 Выбор выключателей на стороне СН…………..…………………………38

9.4 Выбор выключателей на стороне НН……………..………………….…...39

9.5 Выбор разъединителей на стороне ВН……..…………………………......40

9.6 Выбор разъединителей на стороне СН……………..………………...…...41

9.7 Выбор разъединителей на стороне НН……………..………………...…...41

9.8 Выбор шин на стороне ВН…………………..……………………..……...42

9.9 Выбор шин на стороне СН…………………..……………………...……..43

9.10 Выбор шин на стороне НН……………..…………………………….......43

9.11 Выбор трансформатора тока на стороне ВН……..……………………..44

9.12 Выбор трансформатора тока на стороне СН……………..……………..44

9.13 Выбор трансформатора тока на стороне НН…………..………………..45

9.14 Выбор трансформаторов напряжения на стороне ВН……..………..…..46

9.15 Выбор трансформаторов напряжения на стороне СН……..……….......47

9.16 Выбор трансформаторов напряжения на стороне НН……..……..…….47

ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………..…………………………...………….48

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ……………..……………………………………..49

СПИСОК  ЛИТЕРАТУРЫ……………………………………….………………50

      ВВЕДЕНИЕ

    Электрическая подстанция - электроустановка, предназначенная для преобразования электрической энергии одного напряжения (частоты) в электрическую энергию другого напряжения. Электрическая подстанция представляют собой сложные технологические комплексы с большим количеством основного и вспомогательного, оборудования. Основное оборудование служит для преобразования, передачи и распределения электроэнергии, вспомогательное для выполнения вспомогательных функций (измерения, сигнализация, управление, защита и автоматика и т.д.).

    Требования, предъявляемые к электрической  схеме электроустановки (подстанции), следует понимать как требования к самой установке, поскольку схема определяет основное электрическое оборудование и эксплуатационные свойства установки. Эти требования, выдвигаемые на стадии проектирования и сформулированные в Нормах технологического проектирования электростанций и подстанций следующие:

1. соответствие электрической схемы условиям работы подстанции в энергосистеме, ожидаемым режимам;
2. удобство эксплуатации, а именно: простота и наглядность схемы; минимальный объем переключений, связанных с изменением режима; доступность электрического оборудования для ремонта без нарушения режима установки;
3. удобство сооружения электрической части с учетом очередности ввода в эксплуатацию трансформаторов, РП и линий;
4. возможность автоматизации установки в экономически целесообразном объеме;
5. достаточная, экономически оправданная степень надежности.

1. ВЫБОР ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ 

    Выбор структурной схемы осуществим из расчета того, что схема должна отвечать условию, поставленному в  курсовом проекте, а также иметь  как можно меньшие потери электроэнергии в процессе эксплуатации электростанции. Для этого выполняется технико-экономический расчет подстанции. Чтобы выбрать наиболее эффективную схему, будем сравнивать две схемы. На рисунке 1а представлена схема с двумя трехобмоточными трансформаторами, а на рисунке 1б - схема, состоящая из четырех двухобмоточных трансформаторов. 

    а)                                                                                    б)

    Рисунок 1 - Структурные схемы подстанции. 

    1.1  Перевод суточных графиков потребления мощности 

    Расчёт  полной мощности для сети НН зимой:

    Максимальная  мощность:   ;    (1)

    Мощность  ступени графика:   ,    (2)

    где n – ступень графика, %;

    Расчёт полной мощности для сети НН летом:

    Расчёт  полной мощности для сети СН зимой  по формулам (1) и (2):

    Расчёт  полной мощности для сети СН летом:

    Зарисуем  графики полной мощности: 

Рисунок 2 - Суточный график потребления мощности по сети НН.

Рисунок  3 - Суточный график потребления мощности по сети СН. 

    Просуммируем графики нагрузки СН и НН для зимнего и летнего периода (рисунок  4):

    Рисунок 4 - Суточный график потребления

    полной  мощности по сети ВН.

     2. ВЫБОР ТИПА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ 

    Для схемы рисунка 1а предварительная мощность трансформатора определяется по формуле:

     (3)

    где К_пер =1,4 - коэффициент аварийной перегрузки.

    Предварительно  выбираем трансформатор ТДТН-63000/220 [2]. 

    Для обеспечения оптимального выбора мощности трансформатора необходимо осуществлять расчет с учетом нагрузочной способности. Коэффициент начальной нагрузки k₁ и коэффициент перегрузки k₂’:

     (4)

где S_Т.НОМ – номинальная мощность трансформатора, МВА;

S_i – мощность ступени графика меньшей S_Т.НОМ, МВА;

Δt_i – длительность мощности S_i, ч.

     (5)

где S_Т.НОМ – номинальная мощность трансформатора, МВА;

S_j – мощность ступени графика меньшей S_Т.НОМ, МВА;

Δt_j – длительность мощности S_j, ч. 

     Определяем  максимальное значение нагрузки исходного графика нагрузки из выражения:

.     (6)

    Далее сравнивается предварительное значение  с исходного графика:

.     (7) 

    Если  выполняется условие (7) то следует  принять  иначе следует принять , а продолжительность перегрузки h следует скорректировать по формуле:

.     (8)

    Предварительное значение нагрузки k´₂ меньше k_max·0.9, т.е. условие (7) не выполняется, поэтому k₂ принимается равной k_max·0.9.

    Для среднегодовой температуры -10°С, системы охлаждения Д, коэффициента начальной нагрузки k₁ = 0,92 и продолжительности перегрузки h = 10,6 часа, определяем допустимый коэффициент превышения нагрузки k_доп = 1,31 [2].

    Т.к. k₂ меньше k_доп, то окончательно принимаем к установке трансформатор ТДТН-63000/220. Номинальные параметры трансформатора: U_ВН = 230кВ, U_СН = 38,5кВ, U_НН = 11кВ, P_Х = 54кВт, P_К =200 кВт, U_к.в-с =12,5%, U_к.в-н = 22%, U_к.с-н =  9,5%.

    Для схемы рисунка 1б расчетную мощность понижающих трансформаторов по максимуму  нагрузки из графика рисунка 4 определяем по формуле (3).

    Предварительно  выбираем трансформатор ТД 80000/110 [2].

    Мощность  повышающих трансформаторов определяется по максимальной нагрузке из графика  рисунка 3.

    Предварительно выбираем трансформатор ТД 40000/35 [2].

    Оба трансформатора подходят, так как  первый по своим характеристикам  соответствует рассмотренному выше трансформатору, а второй, так как его номинальная мощность больше максимальной мощности нагрузки.

    Номинальные параметры трансформатора ТД 80000/230: U_ВН = 230 кВ, U_НН = 10,5 кВ, Р_хх = 79 кВт, Р_кз = 315 кВт, u_k = 11 %.

    Номинальные параметры трансформатора ТД 40000/35: U_ВН = 38,5 кВ, U_НН = 10,5 кВ, Р_хх = 31 кВт, Р_кз = 165 кВт, u_k = 8,5 %.

     3.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ 

    Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными дисконтированными затратами:

З = D_экв·K_соор + З_пот,     (9)

где D_экв – эквивалентный дисконтированный множитель;

K_соор – капиталовложения на сооружение объекта, млн. руб.;

З_пот – затраты на потерю электроэнергии, млн. руб.

K_соор = 1,25K_тр + K_ру,     (10)

где K_тр – стоимость трансформатора, млн. руб;

K_ру – стоимость распределительных устройств, млн. руб.

,   (11)

где а_рен – коэффициент отчислений на реновацию, %;

а – общие нормы отчислений от капиталовложений, %;

Е –  норматив дисконтирования;

Т_э – время эксплуатации объекта до окончания расчетного периода, г;

Т_р – расчетный период, г;

D_эр - расчетный дисконтированный множитель за срок эксплуатации до окончания расчетного периода.

,     (12)

где Т_с – время построения объекта, г.

,     (13)

где   – издержки на возмещение потерь электроэнергии, млн. руб.

,      (14)

где С  – стоимость одного кВт·ч, руб./кВт·ч.

ΔW -  годовые потери электроэнергии в  трансформаторах, кВт×ч/год. 

,  (15)

где N_з, N_л– количество зимних и летних дней в году;

S_i(S_j) – нагрузка в момент времени Δt_i(Δt_j) по графикам потребления электроэнергии, МВА;

Р_х – потери мощности холостого хода, кВт;

Р_к – потери мощности короткого замыкания, кВт;

к – количество параллельно работающих трансформаторов. 

3.1  Технико-экономический расчет первого варианта 

    Расчетный дисконтированный множитель за срок эксплуатации до окончания расчетного периода:

    Эквивалентный дисконтированный множитель:

    Капиталовложения  на сооружение объекта [4]:

    K_соор = 1,25·13·2 + (4,5 + 3) = 40 млн. руб.

    Затраты на потерю электроэнергии:

    Полные  затраты для первого варианта:

3₁ =  0,89·63 + 9,05 = 44,65 млн. руб.

3.2  Технико-экономический расчет второго варианта 

    Капиталовложения  на сооружение объекта [4]:

K_соор = 1,25·(14 + 14,2) + (4,5 + 3) = 43,125 млн. руб.

Потери для  повышающего трансформатора:

      Потери для понижающего трансформатора:

    Полные  потери электроэнергии определяем по формуле:

     (16)

    Затраты на потерю электроэнергии:

Полные  затраты для второго варианта:

3₂ = 0,98·37,3 + 13,1 = 46,3 млн. руб.

Так как З₁ < З₂, то целесообразно использовать первый  вариант.

     4. ВЫБОР ОТХОДЯЩИХ ЛИНИЙ

    4.1   Выбор отходящих линий на стороне ВН 

    Максимальная  мощность на стороне ВН: S_max=58.01 МВА, число отходящих одноцепных линий - 2, длина линий: 100/70 км.

    Выбор сечения проводов производится методом  экономической плотности тока.

    Продолжительность использования максимума нагрузки определяется по формуле:

.      (17)

      ч.

    Для алюминиевых проводов определяем экономическую  плотность тока j_эк=1 А/мм² [3].

    Предположим, что нагрузка распределена по линиям равномерно. Тогда нормальный расчетный ток:

.     (18)

    Экономическое сечение определяем по формуле:

.     (19)

    Принимаем ближайшее стандартное сечение 120мм² и предварительно выбираем провод АС 120/27, допустимая токовая нагрузка I_доп = 375А [2].

    Проверку  осуществляем по допустимому току в  режиме обрыва одной цепи линии. При  этом ток, протекающий по оставшейся цепи линии, определяем по формуле:

     (20)

    Т.к. I_max < I_доп, то окончательно принимаем провод АС120/27, с сопротивлением постоянному току r₀ = 0.198 Ом/км, и индуктивным сопротивлением x₀ = 0.42 Ом/км.

    Провода, располагаемые на открытом воздухе, по термической стойкости не проверяются. 

    4.2  Выбор отходящих линий на стороне СН 

    Максимальная  полная мощность на стороне СН: S_max = 47,06 МВА, число отходящих двухцепных линий - 3, длина линий: 20/25/15 км.

    Выбор сечения проводов производится методом  экономической плотности.

  Продолжительность использования максимума нагрузки по формуле (17):

    Для алюминиевых проводов определяем экономическую  плотность тока j_ЭК=1 А/мм².

    Предположим, что нагрузка распределена по линиям равномерно. Тогда нормальный расчетный ток по формуле (18):

    Экономическое сечение по формуле (19):

    Принимаем ближайшее стандартное сечение 120 мм² и предварительно выбираем провод АС120/27, допустимая токовая нагрузка I_доп = 375А.

    Проверку  осуществляем по допустимому току в режиме обрыва двух цепей линии. При этом ток, протекающий по оставшейся цепи определяем по формуле:

.     (21)

    Т.к. I_max < I_доп, то окончательно принимаем провод АС120/27 с сопротивлением постоянному току r₀ = 0.306 Ом/км, и индуктивным сопротивлением x₀ = 0.42Ом/км.

    Провода, располагаемые на открытом воздухе, по термической стойкости не проверяются.

     5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ 

    Для выбора электрооборудования, аппаратов, шин, кабелей, токоограничивающих реакторов необходимо знать токи короткого замыкания. При этом достаточно уметь определять ток трехфазного КЗ в месте повреждения, а в некоторых случаях – распределения токов в ветвях схемы, непосредственно примыкающих к этому месту. При расчете определяют периодическую составляющую тока КЗ для наиболее тяжелого режима работы сети. Учет апериодической составляющей производят приближенно, допускается при этом, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе. 

    5.1  Определение параметров схемы замещения 

    Рисунок 5 – Расчетная схема подстанции.

    Рисунок 6 - Схема замещения подстанции. 

    Параметры системы:

    Номинальное напряжение U_н=220 кВ;

    Номинальная мощность S_с=2000 МВА;

    Сопротивление системы х^*_с=1.1 о.е.

    Расчет  ведем в относительных единицах при выбранных базисных значениях.

    Базисная  мощность S_б =1000 МВА.

    Базисные  напряжения U_бI=230 кВ, U_бII=38,5 кВ, U_бIII=11 кВ.

    Базисные  токи определяются по формуле:

,     (22)

    где - базисный ток, кА;

     - базисная мощность, МВА;

     - базисное напряжение, кВ.

    Параметры схемы замещения:

    ЭДС системы принимаем равной:

    Сопротивление системы определяем по формуле:

,     (23)

    где - сопротивление системы, о.е.;

     - номинальное напряжение системы,  кВ;

     - базисная мощность системы, МВА;

     - мощность системы, МВА;

     - базисное напряжение сети  ВН, кВ.

    Параметры линии сети ВН:

,      (24)

    где - сопротивление линии, о.е.;

     - сопротивление провода, Ом/км;

     - длина линии, км;

     - базисное напряжение сети  ВН, кВ. 

    Параметры двухцепной линии сети СН:

,      (25)

    где - сопротивление линии, о.е.;

     - сопротивление провода, Ом/км;