Содержание

Введение...................................................................................................................5

1. Выбор вариантов структурной схемы подстанции..........................................6

2. Выбор типа и мощности трансформаторов .....................................................8

2.1. Выбор типа трансформаторов.................................... ………………………9

2.2. Выбор номинальной мощности силовых трансформаторов …………...…9

3. Технико-экономический расчет.......................................................................18

3.1. Сравнение вариантов по технико-экономическим показателям…………18

3.2. Подсчет годовых потерь электроэнергии в трансформаторах…………...20

4. Выбор отходящих линий..................................................................................23

4.1. Выбор отходящих линий на стороне СН.....................................................23

4.2. Выбор отходящих линий на стороне ВН.....................................................25

5. Расчет токов короткого замыкания..................................................................26

5.1. Параметры схемы замещения........................................................................27

5.2. Расчет токов КЗ на шинах ВН.......................................................................32

5.3. Расчет токов КЗ на шинах СН.......................................................................33

5.4. Расчет токов КЗ на шинах НН.......................................................................36

5.5. Расчет токов КЗ в конце линии Ь2 СН.........................................................38

6. Расчет кабельной сети местной нагрузки.......................................................38

6.1. Выбор кабеля для потребителей РП-3..........................................................39

6.2. Выбор кабеля для потребителей РП-1 РП-2................................................40

6.3. Выбор кабеля для перемычки между РП-1 и РП-2.....................................42

6.4. Определение термической стойкости кабеля.............................................42

7. Выбор схемы собственных нужд подстанции................................................43

8. Выбор схемы распределительных устройств.................................................44

8.1. Выбор схемы РУВН.......................................................................................45

8.2. Выбор схемы РУ СН......................................................................................45

8.3. Выбор схемы РУНН.......................................................................................46

9. Выбор электрических аппаратов и токоведущих частей...............................47

9.1. Выбор выключателей.....................................................................................49

9.2. Выбор разъединителей...................................................................................55

10. Выбор шин распределительных устройств...................................................58

10.1. Выбор шин на стороне ВН..........................................................................58

10.2. Выбор шин на стороне СН..........................................................................58

10.3. Выбор шин на стороне НН..........................................................................58

11. Выбор измерительных трансформаторов.....................................................59

11.1. Выбор трансформаторов тока.....................................................................59

11.2. Выбор трансформаторов напряжения........................................................63

Заключение.............................................................................................................67

Список использованной литературы...................................................................68

Введение

Подстанции предназначены для приема, преобразования и распределения электрической энергии. Они являются важным звеном системы электроснабжения городов и промышленных предприятий . Имеют широкую номенклатуру исполнения в зависимости от мощности напряжения и назначения. Подстанции подразделяются:

Узловые распределительные 110-500 кВ (УРП)

Главные понизительные 110-200/6-10-35 кВ (ГПП)

Подстанции глубоких вводов 35-220/6-10 кВ (ПГВ)

Распределительные пункты 6-10 кВ (РП)

Цеховые трансформаторы 6-10/0,38-0,66 кВ (ТП).

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 (НТП) следующее:

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 нарушений 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

Главная схема подстанции проектируется на основании разработанной схемы развития электрической сети системы.

Она должна обеспечивать:

а) надежность электроснабжения присоединенных к подстанции потребителей в нормальном и послеаварийном режимах в соответствии с их категориями;

б) надежный транзит мощности через РУ высшего напряжения подстанции по межсистемным и магистральным линиям;

в) возможность постепенного расширения подстанции;

г) требованиям противоаварийной автоматики;

д) удобство в эксплуатации.

Выбор числа и мощности трансформаторов производится с учетом требований к надежности электроснабжения, характера графика нагрузки и допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов по ГОСТ 14209-85. Структурные схемы подстанций определяются главным образом количеством трансформаторов.

Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей, I,II,III категорий необходимо установить как минимум два трансформатора (автотрансформатора). Из нескольких структурных схем выбирается та, у которой технико-экономические характеристики лучше.

Для осуществления выбора технико-экономическим критериям выбираются схема с двумя трехобмоточными трансформаторами (рис. 1 а) и схема, состоящая из четырех трансформаторов (рис. 1 б).

Структурные схемы подстанции

а)

РУ ВН

500 кВ

220 кВ

РУ

СН

10 кВ

РУ НН

б)

РУ ВН

500 кВ

РУ

СН

10 кВ

РУ НН

Рис. 1

2. Выбор типа и мощности трансформаторов

Силовые трансформаторы проектируются на так называемый номинальный режим работы, т.е. в предложении, что трансформатор работает неограниченно долго, без перерывов, в течении всего нормального сроа службы при номинальных значениях напряжения, мощности частоты и при номинальных условиях охлаждающей среды и места установки. Указанный идеализированный номинальным режим является расчетным и не отражает поностью способность трансформатора нести в условиях эксплуатации реальную нагрузку, отличающуюся от его номинальной мощности. Реальные режимы трансформаторов, работающих на большинстве понижащих подстанций, существенно отличаются от номинального. Основные отличия заключаются в следующем:

1. Непрерывная, неизменная по величине и равная номинальной мощности трансформатора, нагрузка практически не встречается;

2. Суточный график обычно характеризуется максимумами и спадами;

3. Максимум нагрузки в разрезе года обычно имеет место зимой.

Так нормальный срок службы трансформатора определяется механическими износами изоляции. Который зависит главным образом от температуры, при которой работает изоляция. В условиях реальной эксплуатации износ изоляции трансформатора, максимальная нагрузка которого не превышает его номинальной мощности, происходит значительно медленнее и срок службы трансформатора существенно удлиняется по сравнению с нормальным.

Столь большие физические сроки службы (30-50 лет и более) не рационально с точки зрения морального износа. Поэтому без всякого ущерба для расчетного срока службы (20-25 лет) можно в целях более эффективного использования мощности трансформатора систематически его перегружать. Кроме того, за счет запаса износа изоляции допустимы и редкие аварийные перегрузки.

Согласно существующей практике мощность каждого из двух трансформаторов выбирается такой. Чтобы при отказе одного из них другой с длительно допустимой перегрузкой мог полностью обеспечить питание максимальной нагрузки.

1. Выбор типа трансформаторов

Так как на проектируемой подстанции имеется в наличии три номинальных напряжения, то необходимо установить два трехобмоточных трансформатора с напряжениями 500/220/10 кВ. Для схемы, состоящей из четырех трансформаторов, применяются понижающие трансформаторы. Система охлаждения зависит от номинальной мощности и определяется после выбора трансформатора по этому параметру.

2. Выбор номинальной мощности иловых трансформаторов

Расчеты для схемы подстанции, состоящей из двух трехобмоточных трансформаторов

Выбор номинальной мощности трансформаторов и оценка допустимости возникающих при эксплуатации режимов перегрузок осуществляется с учетом нагрузочной способности трансформаторов.

В общем случае условие выбора мощности трансформатора имеет вид

где – расчетная, передаваемая через трансформатор мощность,;

–номинальная мощность трансформатора, ;

–допустимый коэффициент перегрузки.

Передаваемая через трансформатор мощность находится по формуле:

где – максимальная мощность нагрузки по сети среднего напряжения (под нагрузкой по сети среднего напряжения понимается нагрузка, питаемая по все трем линиям),;

–максимальная мощность нагрузки по сети низкого напряжения, ;

–мощность, затрачиваемая на собственные нужды подстанции,

Передаваемая через трансформатор мощность

Принимая допустимый коэффициент перегрузки предварительно выбираемая мощность трансформатора должна удовлетворять условию:

Наиболее подходящим трехобмоточным трансформатором для условия 1. а, является АОДЦТН-167000/500/220/11, мощностью 167 МВА по таблице 3-6 .

Систематические перегрузки не ведут к сокращению срока службы изоляции трансформатора, допустимы в течении всего срока службы и. следовательно, могут быть отнесены к нормальному режиму работы. Они могут иметь место при неравномерном суточном графике нагрузки трансформатора или в условиях изменяющейся температуры охлаждающей среды при постоянной нагрузке.

Суточный график потребления полной мощности по сети низкого напряжения (а), среднего на пряжения (б) (в %от )

а)

31 МВт

МВт

24,8 МВт

t,час

б)

110 МВт

МВт

t,час

Рис.2

По суточным графикам потребления полной мощности сетей среднего и низкого напряжения определяется суммарной суточный график потребления полной суммарной мощности. Для построения графика применяется формула:

где – суммарная передаваемая мощность во вторичные цепи,

, – полная мощность, передаваемая в сеть среднего и низкого напряжения,;

процентное значение потребляемое сетью мощности, %.

Рассчитанные данные сводим в таблицу 1

Таблица 1

Часы	0-8	8-12	12-16	16-20	20-24
МВА	101,8	158,9	101,8	114,9	101,8

Строим суточный график потребления полной суммарной мощности (рис.3) по таблице 1

t,час

S, МВА

Рис. 3

Преобразование исходного графика нагрузки в эквивалентный двухступенчатый график осуществляется в соответствии с ГОСТ 14209-85.

1. На исходном графике проводится линия номинальной нагрузки

2. Пересечением этой линии с исходным графиком выделяется участок наибольшей перегрузки продолжительностью 4 часа.

3. Оставшаяся часть исходного графика разбивается на 4 интервала, и определяется значение, которая равна:

где начальная нагрузка трансформатора,

отпускаемая мощность за интервалы времени

4. Определяется начальная нагрузка эквивалентного графика из выражения:

где начальная нагрузка эквивалентного графика;

номинальная мощность трансформатора, .

5. Участок перегрузки на исходном графике разбивается на 2 (i) интервала и по известным значениямопределяется мощность перегрузки. Значения этих величин приводится по таблице 1.

где Эквивалентная мощность перегрузки,;

мощность перегрузки i-го интервала, ;

длительность m – го интервала, ч.

По известным значениям строится эквивалентный двухступенчатый график (рис.4)

S, МВА

t,час

Рис.4

6. Определяется предварительное значение нагрузки , эквивалентного графика нагрузки из выражения:

где предварительное значение нагрузки;

номинальная мощность трансформатора, ;

эквивалентная мощность перегрузки, .

Определяется максимальное значение нагрузки исходного графика нагрузки из выражения:

где – максимальное значение мощности по таблице 1,

Далее сравнивается предварительное значение сисходного графика:

Условие выполняется, тогда принимаеми

Расчетная перегрузка продолжительностьюh может быть оценена расчетом по одним и тем же формулам. Как для систематических, так и для аварийных перегрузок.

Необходимо проверить допустимость данной расчетной перегрузки трансформатора. Для этого должны выполняться следующие условия:

Эквивалентная температура окружающей среды для города Набережные Челны составляетза время действия эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки. Параметрыиh рассчитаны система охлаждения трехобмоточного трансформатора и по табл. 1-36 для максимально допустимых систематических и аварийных перегрузок трансформаторов определяются значения:и

Расчетное значение меньше максимально допустимого значения систематических перегрузок.

Для трехобмоточного трансформатора необходимо выполнение следующих дополнительных условий:

Проверка:

Окончательно принимаем трехобмоточный трансформатор АОДЦТН -167000/500/220/11.