- •Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
- •Исходные данные проектируемой подстанции.
- •Выбор структурной схемы подстанции.
- •Расчет токов короткого замыкания.
- •Выбор сечений кабельных линий отходящих от распределительного устройства низшего напряжения.
- •4.1.Расчет термической стойкости кабеля отходящего от рп
- •Выбор схем распределительных устройств подстанции.
- •Распределительное устройство высшего напряжения (рувн)
- •Распределительное устройство среднего напряжения(русн).
- •Распределительное устройство низшего напряжения(рунн).
- •Выбор выключателей и разъединителей
- •Выбор выключателей на стороне вн.
- •7.1.Выбор разъединителей на стороне вн.
- •Выбор предохранителей.
Исходные данные проектируемой подстанции.
1.3. Параметры собственных нужд
Собственные нужды | ||||
Рmax, кВт |
Рmax/Руст, % |
Uном |
cosφном | |
кВ |
В | |||
200 |
|
10 |
380/220 |
0,85 |
Т7 |
Т8 |
Т9 |
1.4. Параметры воздушной сети высшего напряжения (ВН)
Uном, кВ |
Параметры систем |
Длина воздушных линий, км | |||||||||||
С1 |
С2 | ||||||||||||
Sном, МВ*А |
Хс, о.е. |
Рав.р, МВт |
Sном, МВ*А |
Xc, о.е. |
Рав.р, МВт |
l1 |
l2 |
l3 |
l4 | ||||
110 |
2000 |
1,0 |
140 |
3000 |
1,2 |
150 |
60 |
70 |
85 |
70 | |||
Т10 |
Т11 |
Т12 |
1.5. Параметры воздушной сети среднего напряжения (СН)
Uном, кВ |
Рнг.max, МВт |
cosφном |
Потребители ,% по категориям |
Длина воздушных линий, км | |||||||
1 |
2 |
3 |
l1 |
l2 |
l3 |
l4 | |||||
35 |
40 |
0,85 |
40 |
40 |
20 |
20 |
30 |
40 |
30 | ||
Т13 |
Т14 |
Т15 |
1.6. Параметры кабельной сети низшего напряжения (НН)
Uном, кВ |
Рнг.max, МВт |
cosφном |
Потребители, % по категориям |
Параметры распределительных пунктов (РП) |
Суммарная протяженность кабельной сети, км | ||||||
1 |
2 |
3 |
Тип РП |
Рнг.max, МВт |
Кол-во, шт |
| |||||
6 |
20 |
0,85 |
20 |
30 |
50 |
Б |
1,5 |
8 |
90 | ||
В |
1,5 |
8 | |||||||||
|
|
| |||||||||
Т16 |
Т17 |
Наименьшая длина кабеля отходящего от шин РУ НН до РП l, км |
Время действия релейной защиты на шинах tзащ, с |
Минимальное сечение кабеля отходящего от РП Sмин, мм2 |
Тип выключателя, установленного на РП | |||
ЭС (ПС) |
РП | |||||
1,5 |
0,9 |
0,4 |
70 |
ВМП-10 | ||
Т18 |
1.7. Суточные графики нагрузки
Число дней в году | ||
зимних |
летних |
паводка |
215 |
150 |
|
Т19 |
Рис.1 График нагрузки сети НН
Рис. 1.1. График нагрузки сети СН
Рис.1.2. Принципиальная схема проектируемой подстанции и прилегающих сетей
Выбор структурной схемы подстанции.
Проведен расчет эквивалентного графика нагрузки проектируемой подстанции по заданным графикам нагрузки сетей НН и СН, пиковым значениям активной мощности и коэффициенту мощности.
Так как коэффициенты мощности для сети среднего и низшего напряжения равны, то для каждого интервала можно рассчитать полную мощность нагрузки, используя формулу:
Результаты расчета для каждого класса напряжения сведены в таблицы, а затем построены графики нагрузок каждой стороны напряжения.
Таблица 2.1. Расчет графика полной нагрузки сети НН
T, ч |
0-8 |
8-16 |
16-22 |
22-24 |
Sзима, МВА |
14,12 |
18,82 |
23,53 |
14,12 |
Sлето, МВА |
9,41 |
14,12 |
18,82 |
11,76 |
Таблица 2.2. Расчет графика полной нагрузки сети СН
T, ч |
0-6 |
6-12 |
12-16 |
16-22 |
22-24 |
Sзима, МВА |
28,24 |
37,65 |
32,94 |
47,06 |
32,94 |
Sлето, МВА |
18,82 |
23,53 |
23,53 |
37,65 |
23,53 |
Таблица 2.3. Расчет графика полной нагрузки сети ВН
T, ч |
0-6 |
6-8 |
8-12 |
12-16 |
16-22 – 16 |
22-24 |
Sзима, МВА |
42,36 |
51,77 |
56,47 |
51,76 |
70,59 |
47,06 |
Sлето, МВА |
28,23 9 |
32,94 |
37,65 |
37,65 |
56,47 |
35,29 |
Выбор структурной схемы проектируемой подстанции предусматривает определение числа, типа и мощности силовых трансформаторов. Выбор между трансформаторами и автотрансформаторами для данной подстанции решается однозначно: автотрансформаторы могут использоваться только тогда, когда нейтрали сетей ВН и СН заземлены, а так как сеть среднего напряжения проектируемой подстанции 110 кВ (сеть «с изолированной нейтралью»), то для дальнейшего рассмотрения примем автотрансформатор. Подстанция питает потребителей I категории, следовательно, количество трансформаторов на подстанции не может быть меньше двух, иначе при аварии или плановом ремонте автотрансформатора потребители останутся без электроснабжения. Установка трех автотрансформаторов хотя и повышает надежность, но приводит к сильному увеличению расходов на постройку подстанции и ее эксплуатацию. Следовательно, принимаем количество трансформаторов на подстанции равным двум.
На подстанциях принято держать все автотрансформаторы включенными, несмотря на то что нагрузка подстанции подвержена значительным изменениям в течение суток и года. В случае повреждения одного автотрансформатора, второй автотрансформатор должен обеспечить с допустимой перегрузкой нормальное электроснабжение потребителей. Мощность каждого трансформатора выбирается равной 0,65–0,7 суммарной максимальной нагрузки подстанции в расчетный период.
Номинальную мощность автотрансформатора выбираем по максимальной нагрузке наиболее нагруженной обмотки ВН трансформатора в зимний период. Суточный график нагрузки обмотки ВН (полной мощности — рис.2) получаем просуммировав ординаты графиков нагрузки на среднем (рис.1) и низшем (рис.1.1.) напряжении.
Выбранные трансформаторы проверяются по перегрузкам в аварийном режиме, при отключении одного трансформатора на короткий срок в зимний период и в режиме систематической перегрузки при плановом ремонте одного автотрансформатора летом. При этом эквивалентная температура воздуха в районе Москвы принимается равной –8,2 °С зимой и 18 °С летом по табл. 1.37 [I].
Т.к. допустимые перегрузки для трансформатора связаны с определением износа изоляции, заданные суточные графики преобразуем в эквивалентные, (в отношении износа) двухступенчатые.
Номинальная мощность автотрансформатора должна удовлетворять условию:
Примем к рассмотрению два трансформатора типа ТДТН-40000/110/35. Из графика видно, что трансформатор зимой будет работать с перегрузкой 24 часа в сутки, что недопустимо, поэтому берем трансформатор на ступень выше ТДТН-63000/110/35 [2. табл. 5.14] с номинальной мощностью Sном=63 МВА.
Рис. 2. График нагрузки стороны ВН АТ
Примем к рассмотрению два трансформатора типа ТДТН-63000/110/35 [2. табл. 5.18] с номинальной мощностью Sном=63 МВА.
Мощность предшествующей загрузки:
Коэффициент предшествующей нагрузки
Не скорректированное значение перегрузки:
Не скорректированный коэффициент перегрузки:
,
Значение предельной перегрузки
Сравним значение К`2 со значением 0,9 Кmax
где К`2 – скорректированный коэффициент перегрузки
Сравниваем К`2:
Если К`2 > 0,9Kmax , то K2=0,9Kmax
Если К`2 < 0,9Kmax , то K2=K`2 (коэффициент остается неизменным)
По результатам сравнения принимаем K2=1,12
h=h`=6 часов
Зимний период:
Проверка трансформатора на систематические перегрузки. Для К2=1,12 и hmax=6 ч по ([1] табл.1.36)при систематических перегрузках: К2 доп.сист.=1,44 для = -10 С (для Москвы).
К2доп.сист.=1,44 > К2=1,12, значит трансформатор может работать в режиме систематических перегрузок в зимний максимум нагрузки.
Проверка послеаварийного режима. Отказ одного трансформатора для = -10 С.
К2доп.ав = 1,6 > К2 = 1,12, т.е. трансформатор может работать в послеаварийном режиме.
По результатам расчета выбраны два трансформатора типа ТДТН-63000/110/35 номинальной мощностью 63 МВ·А питающихся от проектируемой подстанции