Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Тупиковая подстанция 110/35/10 кВ

СОДЕРЖАНИЕ

Аннотация 4 Введение 5

Составление структурной схемы 7
Выбор числа и мощности трансформаторов связи 8

Выбор трансформаторов связи для первого варианта 9

2.1.1.Выбор трансформаторов связи 9

2.1.2. Схема перетоков мощности 11

2.1.3. Построение графиков нагрузки 12

Выбор трансформаторов связи для второго варианта 16

Выбор трансформаторов связи 16
Схема перетоков мощности 18
Построение графиков нагрузки 19

Расчет количества линий 23
Выбор схем распределительных устройств 24

Выбор схем распределительных устройств для первого варианта 25

4.2. Выбор схем распределительных устройств для второго варианта 28

Технико-экономическое сравнение вариантов 31

5.1. Расчет капитальных затрат для варианта №1 32

5.2. Расчет капитальных затрат для варианта №2 33

Разработка схемы питания собственных нужд 34
Расчет токов короткого замыкания 38

Составление расчетной схемы 39
Расчет тока короткого замыкания в точке К1 40
Расчет тока короткого замыкания в точке К2 42
Расчет тока короткого замыкания в точке К3 с выключенным QB 46
Расчет тока короткого замыкания в точке К3 с включенным QB 49

Выбор выключателей и разъединителей 52

8.1 Выбор выключателей и разъединителей на 110кВ 52

8.2 Выбор выключателей и разъединителей на 35кВ 56

8.3Выбор выключателей на 10 кВ 59

Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения 62

Выбор измерительных трансформаторов на стороне 110 кВ 62
Выбор измерительных трансформаторов на стороне 35 кВ 65
Выбор измерительных трансформаторов на стороне 10 кВ 68

Выбор токоведущих частей 70

10.1. Выбор сборных шин и токоведущих частей ЗРУ 35 кВ. 70

10.2. Выбор сборных шин и токоведущих частей ЗРУ 35 кВ. 72

10.3.Выбор сборных шин и токоведущих частей РУ 10 кВ. 74

Выбор конструкции распределительных устройств 75

Список литературы 78

АННОТАЦИЯ

В данном курсовом проекте разрабатывается тупиковая подстанция 110/35/10 кВ. Связь с системой по ВЛ 110 кВ. Потребителем является предприятие химии -

ческой промышленности.

Изначально представлены два варианта исполнения. Для обоих вариантов выбирается основное оборудование(трансформаторы связи и их количество). После выбора схем распределительных устройств для высокого, среднего и низкого напряжений производится технико-экономическое сравнение вариантов. Исходя из данного сравнения определяется более дешевый и надежный вариант. Для выбранной схемы производятся дальнейшие расчеты: расчет токов короткого замыкания, выбор оборудования (трансформаторы собственных нужд, выключа-

тели, разъединители, измерительные трансформаторы тока и напряжения, токоведущие части) и описание конструкции РУ.

Графическая часть курсового проекта содержит чертежи полной принципиальной схемы подстанции и разреза ячейки РУ. К чертежам прилагаются спецификации.

ВВЕДЕНИЕ

Первые электрические станции и электроустановки в нашей стране стали строиться в конце XIX века. Их появлению способствовали значительные достижения в электротехнике: изобретение генераторов, дуговой лампы (свечи Яблочкова), создание А.Н. Лодыгиным более совершенной лампы накаливания, осуществление трансформации переменного тока, решение проблемы передачи электроэнергии на дальние расстояния. В период бурного развития капитализма в России, наступившего после отмены крепостного права и проведения либераль-

ных реформ 60-70-х годов XIX в., эти технические открытия стали внедряться в производство. В 70-х годах прошлого столетия на Нижне-алдинском металлур-

гическом заводе создается одна из первых отечественных электроустановок, используемая для освещения заводской конторы. В 1882-1883 годах на реке Мойка в Петербурге была построена одна из первых российских электростанций, вырабатывающая ток для общественных потребностей. На этой станции действовали 3 паровых локомобиля и 12 динамо-машин, которые обслуживал 21 рабочий.

БАШКИРЭНЕРГО:

Башкирское открытое акционерное общество энергетики и электрификации "Башкирэнерго" учреждено 30 октября 1992 года.

Сфера деятельности - производство электрической и тепловой энергии; ремонт и техническое обслуживание энергетического оборудования.

ОАО "Башкирэнерго" - одна из крупнейших региональных энергетических систем России. Установленная электрическая мощность составляет 4 295 МВт, установленная тепловая мощность - 13 141 Гкал/ч.

В составе генерирующих мощностей энергосистемы Республики Башкортостан - одна государственная районная электрическая станция (ГРЭС), десять теплоэлектроцентралей (ТЭЦ), в том числе газопоршневая Зауральская ТЭЦ, две гидроэлектростанции (ГЭС), пять газотурбинных установок, шесть газопоршневых агрегатов, одна ветроэлектростанция и cемь малых ГЭС.

Общее количество бытовых потребителей на 01.07.2010 года составляет 1 191 452.

В "Башкирэнерго" созданы достаточно мощные структуры, позволяющие решать вспомогательные задачи, так называемое сервисное обслуживание: Энергоремонт, Энергосвязь, Энергостройремонт, Энерготехсервис, Энергоавтоматика, Энергоснабкомплект, АТХ, Энергонадзор и др. Каждое из них имеет сложившуюся организационную структуру и определенные успехи в решении поставленных задач.

ТУПИКОВАЯ ПС

Тупиковая ПС – это ПС, получающая электроэнергию от одной электроустановки высшего напряжения к ЭУ потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов.

Подстанции (ПС) предназначены для приёма, преобразования и распре-

деления электроэнергии.

Схема подстанции тесно увязывается с назначением и способом присоединения подстанции к питающей сети и должна:

-обеспечивать надёжность электроснабжения потребителей подстанции и перетоков мощности по межсистемным или магистральным связям в нормальном и в послеаварийном режимах;

-учитывать перспективу развития;

-допускать возможность постепенного расширения РУ всех напряжений;

-учитывать требования противоаварийной автоматики;

Главная схема электрических соединений подстанции является тем основ-

ным элементом, который определяет все свойства, особенности и техническую характеристику подстанции в целом.

1.Составление структурной схемы

При проектировании ПС до составления главной схемы ПС составляются две структурные схемы, на которых обозначены основные функциональные части ПС и связь между ними.

Вариант 1.

Рис.1 Структурная схема 1.

Связь между РУ осуществляется двумя трехобмоточными трансформа-

торами.

Вариант 2.

Связь между РУ осуществляется четырьмя двухобмоточными трансформаторами.

2.Выбор числа и мощности трансформаторов связи

Согласно НТП [2], рекомендуется устанавливать на ПС два параллельно работающих трансформатора связи с РПН, чтобы в случае отключения одного из них оставшийся в работе смог частично или полностью обеспечить потребителей электроэнергией. Также согласно НТП[2], установка трех и более трансформаторов, как правило, нецелесообразно, так как приводит к существенному увеличению капитальных вложений в схему РУ.

Выбор числа и мощности трансформаторов связи на подстанциях производится согласно следующим условиям:

2.1 Выбор трансформаторов связи для первого варианта

2.1.1.Выбор трансформатора связи

Определим S_max:

(2.2)

где

Выбираем трансформатор ТДТН–63000/110 [3]

1)115кВ≥110кВ

2)38,5кВ≥35кВ

3)11кВ≥10кВ

4)63МВА≥43МВА

Т а б л и ц а 2.1 – Технические данные силового трансформатора

Тип тр-ра

S_н,т

МВА

Напряжение обмоток, Кв

Потери, кВт

U_н,, %

Цена,

Тыс. руб.

ВН

СН

НН

P_хх

P_кз

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

ТДТН-63000/110

115

38,5

10.5

290

10,5

6,5

37800

Проверяем выбранный трансформатор в режиме аварийного отключения другого параллельно работающего трансформатора, при 40%-м перегрузе данного трансформатора:

(2.3)

где S_н,т– номинальная мощность трансформатора

;

Следовательно, трансформатор ТДТН-63000/110 подходит

Данный трансформатор является трёхфазным, трехобмоточным, с масляным охлаждением с естественной циркуляцией масла и дутьем, с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

2.1.2 Схема перетоков мощности

2.1.3 Построение графиков нагрузки

Согласно заданию, принимаются типовые графики промышленных предприятий – потребителей. Согласно с достаточной точностью для учебного проектирования можно ограничиться построением только графиков активной мощности. В этом случае принимается, что cosj в течение суток остается постоянным и полная нагрузка в любой час суток определяется по формуле

(2.4)

Строим суточные графики:

Для РУСН:

Принимаем типичные графики нагрузок для предприятия химической промышленности для зимних и летних суток. Приравняв P_max=22 МВТ=100%, построим графики в именованных величинах для нагрузок подстанции. Проведя относительную линию номинальной нагрузки (K=1), можно заметить, что даже в “часы пик” трансформатор не догружен.

Для РУНН:

P_max=32 МВТ=100%

Для РУВН:

Суммарная мощность: P_max= P_max,сн + P_max,нн=22+32=54 МВт

Построим годовой график

Исходными данными для построения годовых графиков являются графики зимних и летних суток и условное количество зимних „nз” и летних „nл” суток. При построении годового графика подсчитывается продолжительность действия каждой ступени нагрузки в течение года. По вертикальной оси откладываем значения нагрузки, а по горизонтальной - продолжительность данной нагрузки в течение года. Предполагаем, что по зимнему графику потребитель работает 183 суток, а по летнему – в течение 182 суток.

Определим параметры годового графика (количество часов работы при той или иной нагрузке в течение года- Ti):

T₅₄=183*(1,8+1,8)=658,8 часов

T_51,4=183*(0,8+4)=878,4 часов

Т_49,6=183*(1+1)=366 часов

Т_46,2=183*(3,4+2,4+2,6)=1537,2 часов

Т_43,6=183*(3,2+2)+182(1,8+1,8)=1606,8 часов

Т₄₁=182*(0,8+4)=873,6 часа

Т_39,3=182*(1+1)=364 часов

Т_35,8=182*(3,4+2,4+2,6)=1528,8 часа

Т_33,2=182*(3,2+2)=946,4 часов

часов

По полученным данным строим годовой график нагрузок:

Площадь, ограниченная кривой P(t) и координатными осями, в определенном масштабе представляет собой количество полученной потребителем электроэнергии (W):

(2.5)

График нагрузки удобно характеризовать показателем, который называется временем (продолжительностью) использования максимальной нагрузки Т_max. Величина Т_max является одним из характерных параметров годового графика. Она определяет такое условное время Т_max < 8760 ч, в течение которого, работая с максимальной неизменной нагрузкой S_max, потребитель получил бы из сети такое же количество электроэнергии, как и при работе по действительному изменяющемуся в течение года графику нагрузки.

Продолжительность использования максимальной нагрузки можно определить по выражению:

(3.3)

часов

Величина Т_max играет большую роль в расчетах электропотребления, при определении годового расхода и потерь электроэнергии, экономических нагрузок токоведущих элементов и др. Она имеет определенное характерное значение для каждой отрасли промышленности и отдельных видов предприятий и потребителей.

2.2 Выбор трансформаторов связи для второго варианта

2.2.1.Выбор трансформатора связи

Определим S_max:

Для связи РУВН-РУСН:

Выбираем трансформатор ТДН–25000/110 [3]

1)115кВ≥110кВ

2)38,5кВ≥35кВ

3)25МВА≥17,5МВА

Т а б л и ц а 2.1 – Технические данные силового трансформатора

Тип тр-ра

S_н,т

МВА

Напряжение обмоток, Кв

Потери, кВт

U_н,, %

Цена,

Тыс. руб.

ВН

СН

НН

P_хх

P_кз

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

ТДН-25000/110

115

38,5

120

10,5

21690

(2.3)

где S_н,т– номинальная мощность трансформатора

;

Следовательно, трансформатор ТДН-25000/110 подходит

Данный трансформатор является трёхфазным, двухобмоточным, с масляным охлаждением с естественной циркуляцией масла и дутьем, с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

Для связи РУВН-РУНН:

Выбираем трансформатор ТРДН–40000/110 [3]

1)115кВ≥110кВ

2)10,5кВ≥10кВ

3)40МВА≥36,37МВА

Т а б л и ц а 2.1 – Технические данные силового трансформатора

Тип тр-ра

S_н,т

МВА

Напряжение обмоток, Кв

Потери, кВт

U_н,, %

Цена,

Тыс. руб.

ВН

СН

НН

P_хх

P_кз

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

ТРДН-40000/110

115

38,5

120

10,5

21690

Проверяем выбранный трансформатор в режиме аварийного отключения другого параллельно работающего трансформатора, при 40%-м перегрузе данного трансформатора: (2.3)

где S_н,т– номинальная мощность трансформатора

;

Следовательно, трансформатор ТРДН-40000/110 подходит

Данный трансформатор является трёхфазным, двухобмоточным с расщепленной обмоткой, масляным охлаждением с естественной циркуляцией масла и дутьем и устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

2.2.2 Схема перетоков мощности

2.2.3 Построение графиков нагрузки

(2.4)

Строим суточные графики и годовые графики:

Для РУСН:

Определим параметры годового графика (количество часов работы при той или иной нагрузке в течение года- Ti):

T₅₄=183*(1,8+1,8)=658,8 часов

T_51,4=183*(0,8+4)=878,4 часов

Т_49,6=183*(1+1)=366 часов

Т_46,2=183*(3,4+2,4+2,6)=1537,2 часов

Т_43,6=183*(3,2+2)+182(1,8+1,8)=1606,8 часов

Т₄₁=182*(0,8+4)=873,6 часа

Т_39,3=182*(1+1)=364 часов

Т_35,8=182*(3,4+2,4+2,6)=1528,8 часа

Т_33,2=182*(3,2+2)=946,4 часов

часов

По полученным данным строим годовой график нагрузок:

часов

Для РУНН:

P_max=32 МВТ=100%

Определим параметры годового графика (количество часов работы при той или иной нагрузке в течение года- Ti):

T₅₄=183*(1,8+1,8)=658,8 часов

T_51,4=183*(0,8+4)=878,4 часов

Т_49,6=183*(1+1)=366 часов

Т_46,2=183*(3,4+2,4+2,6)=1537,2 часов

Т_43,6=183*(3,2+2)+182(1,8+1,8)=1606,8 часов

Т₄₁=182*(0,8+4)=873,6 часа

Т_39,3=182*(1+1)=364 часов

Т_35,8=182*(3,4+2,4+2,6)=1528,8 часа

Т_33,2=182*(3,2+2)=946,4 часов

часов.

По полученным данным строим годовой график нагрузок:

;

часов.

3. Расчет количества линий

Расчет количества линий на высоком напряжении:

, где P_1,л=35÷45 -- пропускная способность линии 110 кВ, МВт

;

Расчет количества линий на среднем напряжении:

, где P_1,л=10÷15 -- пропускная способность линии 35 кВ, МВт; .

Расчет количества линий на низком напряжении:

, где P_1,л=2÷3 -- пропускная способность линии 10 кВ, МВт

4. Выбор схем распределительных устройств

Основные требования, предъявляемые к схемам:

Схемы РУ подстанций при конкретном проектировании разрабатываются на основании схем развития энергосистемы, схем электроснабжения района или объекта и других работ по развитию электрических сетей и должны:

- обеспечить требуемую надежность электроснабжения потребителей ПС в соответствии с категориями электроприемников в нормальном и послеаварийном режимах;

- учитывать перспективу развития ПС;

- обеспечивать возможность и безопасность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения смежных присоединений;

- обеспечивать наглядность, экономичность и автоматичность .

Поскольку предприятие химической промышленности является, согласно ПУЭ, электроприемником I категории – не допускается перерыв в электро -

снабжении , схемы должны отвечать требованиям надежности.

4.1. Выбор схем распределительных устройств для первого варианта

На высоком напряжении 110 кВ:

Распределительное устройство высокого напряжения имеет четыре присоединения . Согласно стандарту организации ОАО «ФСК ЕЭС» [5], подходят две схемы РУ: схема “четырехугольник” и схема “мостик”. схема четырехугольника является практически по всем показателям более предпочтительной. Эта схема экономична, позволяет производить опробование и ревизию любого выключателя без нарушения работы ее элементов; обладает высокой надежностью. К достоинству можно отнести использование разъеди -

нителя только для ремонтных работ. Недостатки схемы: сложный выбор трансформаторов тока, выключателей и разъединителей, установленных в кольце, так как в зависимости от режима работы схемы ток, протекающий по аппаратам, меняется.

Рисунок 4.1 – Схема РУВН «четырехугольник»

На среднем напряжении 35 кВ:

Распределительное устройство среднего напряжения имеет четыре присоединения . Согласно стандарту организации ОАО «ФСК ЕЭС» [5],

подходит лишь схема “мостик”. Т.к. в задании не указано, принимаем что линии

короткие и применяем мостиковую схему с выключателем в цепях трансформа –

торов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов. Схема отвечает всем требованиям, но не позволяет производить расширение.

Рисунок 4.2 – Схема РУВН «мостик»

На низком напряжении 10 кВ:

Согласно НТП, на низкой стороне выбираем схему с двумя секциони -

рованными выключателями системами сборных шин. Для присоединения секций шины в распределительном устройстве 6-10 кВ применяется два последовательно включенных секционных выключателя. Согласно НТП, секционные выключатели нормально отключены, для ограничения токов к.з.

Рисунок 4.3 – Схема РУНН с двумя секционированными выключателями

системами сборных шин

Рисунок 4.4 Неполная принципиальная схема. Вариант №1.

4.2. Выбор схем распределительных устройств для второго варианта

На высоком напряжении 110 кВ:

Распределительное устройство среднего напряжения имеет шесть присоединений .Согласно стандартам на подстанции с шестью присоединениями рекомендуется схема шестиугольника.

Рисунок 4.5 Схема “РУВН шестиугольник”

На среднем напряжении 35 кВ:

подходит лишь схема “мостик”. Т.к. в задании не указано, принимаем что линии

короткие и применяем мостиковую схему с выключателем в цепях трансформа –

Рисунок 4.6 – Схема РУВН «мостик»

На низком напряжении 10 кВ:

Согласно НТП, на низкой стороне выбираем схему с двумя секциони -

Рисунок 4.7 – Схема РУНН с двумя секционированными выключателями

системами сборных шин

Рисунок 4.8 Неполная принципиальная схема. Вариант №2.

5. Технико-экономическое сравнение вариантов

Технико – экономическое сравнение двух вариантов схем производится по методу приведенных затрат:

З = Р_н

k + C

где Р_н = 0,12 – нормативный коэффициент эффективности;

K – капитальные затраты (учитывают стоимость оборудования и его монтажа).

С – эксплутационные расходы.

С = С₁ + С₂ + С₃,

где С₁- стоимость потерянной энергии в трансформаторе (в тыс. руб.).

С₂ + С₃ - расходы на зарплату, на текущий ремонт и отчисления на амортизацию.

Таблица 5.1 - Капитальные вложения в строительство подстанции

Наименование оборудования	Стоимость единицы, тыс. руб.	1 вариант		2 вариант
Наименование оборудования	Стоимость единицы, тыс. руб.	Количество, шт.	стоимость, тыс. руб.	Количество, шт.	стоимость, тыс. руб.
Трансформаторы ТДТН 63000/110	37800	2	75600	-	-
Трансформаторы ТДН 25000/110	21690	-	-	2	43380
Трансформаторы ТРДН 40000/110	18600	-	-	2	52800
Ячейки ЗРУ 110 кВ	7300	-	-	2	14600
Итого			75600		110780

5.1. Расчет капитальных затрат для варианта №1

Рассчитаем потери энергии на трансформаторах , кВт∙ч:

(5.1)

где - потери на холостом ходу в трансформаторе, кВт.

Т=8760 ч – число часов работы трансформатора в году;

– потери при коротком замыкании в трансформаторе, кВт;

– мощность, проходящая через трансформатор, МВА;

– номинальная мощность трансформатора, МВА;