кп
.pdfОглавление |
|
||
1 |
ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОБЪЕКТА .................................................... |
2 |
|
2 |
ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.................................................................................................... |
3 |
|
|
2.1 |
Обработка графиков нагрузки......................................................................................... |
3 |
|
2.2 |
Выбор числа мощности силовых трансформаторов на ПС.......................................... |
5 |
|
2.3 |
Выбор схемы главных электрических соединений проектируемой подстанции........... |
7 |
|
2.3 |
Расчет токов короткого замыкания...................................................................................... |
9 |
|
2.4.1 Параметры схемы замещения ........................................................................................ |
9 |
|
|
2.4.2 Расчет тока КЗ в точке К-1........................................................................................... |
11 |
|
|
2.5 |
Выбор основного оборудования и токоведущих частей на стороне 220 кВ ................. |
13 |
|
2.5.1 Выбор разъединителей ................................................................................................. |
14 |
|
|
2.5.2 Выбор выключателей ................................................................................................... |
16 |
|
|
2.5.3 Выбор трансформаторов тока...................................................................................... |
16 |
|
|
2.5.4 Выбор токоведущих частей на стороне 220 кВ ......................................................... |
17 |
|
|
2.6 |
Выбор основного оборудования токоведущих частей на стороне 10 кВ...................... |
18 |
|
2.6.1 Выбор вводных выключателей.................................................................................... |
18 |
|
|
2.6.2 Выбор трансформатора напряжения........................................................................... |
18 |
|
|
2.6.4 Выбор токоведущих частей на стороне 10кВ ............................................................ |
22 |
|
|
2.6.5 Выбор сборных шин на стороне 10 кВ ....................................................................... |
23 |
|
|
2.7 |
Собственные нужды подстанции .................................................................................. |
24 |
3.Расчет заземляющего устройства ............................................................................................. |
26 |
||
4. |
Расчет молниезащиты............................................................................................................ |
30 |
|
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ............................................................................................................................. |
34 |
||
Список использованной литературы ........................................................................................... |
35 |
||
1
1 ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЕКТИРОВАНИЯ ОБЪЕКТА
Исходными данными для проектирования являются подстанции 220/10 кВ. Схема подключения подстанции представлена на рис 1.1
Рисунок 1.1 – Схема сетевого района Максимальная нагрузка подстанции:
Суточный график нагрузок на стороне 10 кВ представлен в таблице 1.1.
|
|
Активная нагрузка, % |
|
|
|
Время суток, ч |
|
Зима |
|
Лето |
|
0 - 6 |
|
25 |
|
15 |
|
6 – 12 |
|
75 |
|
20 |
|
12 – 18 |
|
100 |
|
50 |
|
18 - 24 |
|
70 |
|
25 |
|
Таблица 1.1- График нагрузки |
|
|
|
|
|
Количество отходящих линий на стороне 10 кВ – 10. Категории надежности |
|||||
электроснабжения у потребителей: кат |
; кат |
; кат |
|||
Характеристики источника питания: |
|
|
|
||
1.Генераторы ТЭЦ:
- тип генератора ТВФ-60-2; |
|
|
|
|
||
- номинальная мощность |
|
кВт; |
|
|
|
|
- номинальная полная мощность |
ном |
МВ |
А; |
|
||
- коэффициент мощности генератора |
|
; |
|
|||
- генераторное напряжение ном |
кВ; |
|
|
|
||
- сопротивление генератора |
о.е. |
|
|
|
||
2. |
Блочные трансформаторы |
|
|
|
|
|
|
- напряжение короткого замыкания |
|
|
|
||
- номинальная полная мощность трансформатора номт |
кВ |
|||||
3. |
Система: с |
МВ А; |
|
|
X = 0.6 о.е |
|
4. |
Линии: |
|
км |
|
км |
|
5. |
Максимальное число часов нагрузки |
|
час. |
|
||
2
2 ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1Обработка графиков нагрузки
По существующим графикам нагрузки производим перевод мощности к P% в МВт для лета и зимы. Например, для потребителей РУНН для интервала времени 0-6 ч, в зимний период.
МВт
где, максимальная мощность нагрузки, составляет 35 МВт. Расчеты для других ступеней сведем в таблицу 2.1
Таблица 2.1 – Активная нагрузка
Активная нагрузка, МВт
Зима |
Лето |
МВт |
МВт |
МВт |
МВт |
МВт |
МВт |
МВт |
МВт |
Характерный график активной нагрузки на стороне 10 кВ представлен на рисунке 2.1
35 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
30 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
25 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
зима |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
15 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
лето |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
10 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0-6 |
6-12 12-18 18-24 |
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рисунок 2.1 – Суточный график активной мощности потребителей Построим годовой график продолжительности нагрузок рисунок 2.2 Принимаем летом 182 суток, зимой 183 суток и строим годовой график. По
оси ординат откладываем нагрузки, а по оси абсцисс часы года, от нуля до 8760ч, нагрузки располагаем в порядке убывания.
Продолжительность ступени загрузки для годового графика час определяем по формуле:
ч
где, t – продолжительность ступеней для зимнего (летнего) графика
(100%)
(90%)
(80%)
(60%)
3
(60%)
(60%)
(40%)
(40%)
Р %
120
100
80
60
40 |
|
|
|
% |
|
|
|||
|
||||
|
|
20
0
1098 1098 1098 1098 1092 1092 1092 1092
Часы
Рисунок 2.2 – Годовой график продолжительности нагрузок Определим технико-экономические показатели из графика нагрузки
подстанции:
- энергия г, МВт/год, потребляемая за год, определяется по формуле:
|
|
г ∑ |
|
|
|
|
|
|
|
продолжительность |
й ступени. |
|
|
|
|
МВт/год |
|
- |
среднегодовая нагрузка подстанции, |
|
|
||
|
|
МВт |
|
||
|
ср |
|
|
|
|
- |
коэффициент заполнения графиков |
: |
|
||
ср
з
- время максимальных потерь электроэнергии, определяется по эмпирической формуле:
час
час
4
2.2Выбор числа мощности силовых трансформаторов на ПС
Если среди потребителей ПС есть потребители первой или второй категории, то, согласно ПУЭ, требуется установка двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов выбирается по двум условиям:
1. В нормальном режиме должно быть обеспечено электроснабжение всех потребителей т.е.
где - максимальная нагрузка подстанции
-коэффициент загрузки трансформатора в номинальном режиме
-количество трансформаторов
2.В послеаварийном режиме, в результате выхода из стоя одного из трансформаторов, должно быть обеспечено электроснабжение потребителей
первой и второй категории , с учетом допустимой перегрузки трансформатора оставшегося в работе.
Аварийная длительная перегрузка силовых масляных трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц. Допускается на 40% ( в течении не более 5 суток на время максимума нагрузки общей продолжительностью не более 6 часов в сутки.
Выбираем трансформаторы типа ТРДН-32000/220 и ТРДНС-40000/220 В экономическом сравнении будем рассматривать 2 варианта установки
трансформаторов: ТРДН-32000/220 и ТРДНС-40000/220. Каталожные данные трансформаторов представлены в таб. 2.2 Таблица 2.2 - Каталожные данные трансформаторов.
|
Номинальная |
Номинальное |
Потери, кВт |
|
|
Цена, |
||
Тип |
напряжение, кВ |
Напряжение КЗ |
|
Тыс. |
||||
мощность, |
|
|
Ток ХХ, % |
|||||
трансформатора |
|
|
|
|
Uкз, % |
руб. |
||
МВА |
|
|
|
|
|
|||
ВН |
НН |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
(2000) |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ТРДН- |
32 |
230 |
11 |
45 |
150 |
11,5 |
0,65 |
|
32000/220 |
|
|
|
|
|
|
|
|
ТРДНС- |
40 |
230 |
11 |
50 |
170 |
11,5 |
0,9 |
|
40000/220 |
|
|
|
|
|
|
|
|
5
Определим потери трансформаторов установленных на подстанции для первого варианта.
Потери мощности холостого хода в трансформаторах определим по формуле:
;
Потери по мощности короткого замыкания рассчитываем по формуле:
Определим годовые потери электроэнергии в трансформаторе по формуле:
где
Определим коэффициент загрузки в нормальном режиме. Вариант 1.
Вариант 2.
С учетом расширения энергорайона, выбираем для дальнейшего расчета вариант 2.
6
2.3 Выбор схемы главных электрических соединений проектируемой подстанции
На проектируемой подстанции 220/10 установлены трансформаторы типа ТРДНС-40000/220.
Ввод на подстанцию осуществляется двумя воздушными линиями с трансформацией напряжения. Схема ОРУ - мостик без перемычки. Нормально выключатель Q3 в перемычке между двумя линиями включен.
Упрощенные принципиальные схемы электрических соединений представлены на рисунке 2.3.
|
W1 |
|
|
220 кВ |
|
W2 |
|
|
QS1 |
|
QSG1.1 |
|
|
|
QSG2.1 |
|
|
|
|
QS2 |
|
||
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q1 |
|
QSG1.2 |
|
|
|
QSG2.2 |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q2 |
|
|
TA1 |
|
|
|
|
|
TA2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
QS3 |
Q3 |
QS4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
QSG3.1 |
|
QSG4.1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
QS5 |
|
QSG5.1 |
|
|
QS6 |
QSG6.1 |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
QSG5.2 |
|
|
|
QSG6.2 |
|
FV1 |
|
|
|
|
FV2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Y |
|
T1 |
|
|
|
T2 |
|
QSG |
|
|
|
|
||
FV3 |
|
|
FV4 |
QSG |
|
||
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
FU5 |
|
TA7 |
TA5 |
FU6 |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
TA4 |
|
|
|
|
|
TA3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
T3 |
|
|
|
T4 |
|
Q3 |
Q4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Q7 |
Q6 |
Q5 |
||
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
A2 |
|
|
A4
Q8
Рисунок 2.3 – упрошенная схема электрических соединений 220/10. Основное оборудование на стороне первичного напряжения: силовой
трансформатор, линейный разъединитель, выключатель.
Все оборудование РУ-220/10 устанавливается открытым на железобетонных конструкциях. Прокладка силовых и контрольных кабелей осуществляется в лотках или коробах.
Для защиты нейтралей силовых трансформаторов предусматриваем установку разрядников. Вводы от трансформаторов ВРУ-10 кВ выполнены
7
голыми гибкими проводами марки АС, что упрощает и облегчает конструкцию ошиновки по сравнению с жесткой ошиновкой.
Оборудование КРУ комплектуется из элегазовых выключателей ВГТ-220. Гашение электрической дуги в элегазовом выключателе осуществляется
потоком элегаза, возникающим в процессе размыкания (под действием отключающей пружины аппарата) контактов, как за счет уменьшения объема одной из полостей поршневого устройства, так и за счет теплового расширения газа под действием самой электрической дуги (т.е. за счет автогенерации). Включение выключателя осуществляется за счет пружин привода, которые одновременно с включением выключателя взводят его отключающую пружину.
Обслуживание КРУ двухстороннее. На стороне 10 кВ принята одинарная система мин. Секционированная выключателем с применением устройства АВР (автоматический ввод резерва)
Аппаратура управления, защиты, сигнализации, трансформаторы напряжения размещены в шкафах КРУ.
Достоинства КРУ:
-надежность устройств
-не требует постоянной эксплуатации, следовательно сокращаются эксплуатационные расходы
-режим работы линий и трансформаторов раздельный
Однолинейная схема электрических соединений подстанции показана в графической части проекта.
8
2.3 Расчет токов короткого замыкания
Составим однолинейную схему замещения, рисунок 2.4.
Рисунок 2.4- Однолинейная схема замещения
Выбираем расчетные точки короткого замыкания К-1 на стороне высшего напряжения подстанции, К-2 на стороне низшего напряжения. Для снижения уровня тока короткого замыкания трансформаторы подстанции работают раздельно.
Принимаем за базисные условия:
√
√
2.4.1 Параметры схемы замещения
Определим сопротивление элементов схемы замещения, рисунок 2.4.
Система:
9
Трансформаторы подстанции:
Генераторы:
Блочные трансформаторы:
Линии:
10