Проектирование районной понизительной подстанции напряжения в 356кВ разных мощностей

• Название: Проектирование районной понизительной подстанции напряжения в 356кВ разных мощностей
• Дата: 14.06.2020
• Размер: 0.52 Mb.
• Имя файла: 1.docx
• Тип: Курсовая; #130062
• страница: 2 из 4

.2 Суммарный (совмещенный) график нагрузок потребителей
Этот график определяется с учетом потерь мощности на подстанции.

Потери мощности зависят от:

протекания тока по обмоткам трансформаторов, которые являются переменными величинами, зависящими от нагрузки (ΔPпер.).

постоянную часть потерь мощности определяют в основном потери холостого хода трансформаторов (ΔPпост.).

потери на собственные нужды зависят от параметров трансформатора и типа подстанции ( ΔPс.н.).

Суммируя значения мощностей iх-ступеней графиков нагрузки всех потребителей и потери мощности на подстанции для каждой ступени, получают суммарный (совмещенный) график нагрузки подстанции для сезонов (зима, лето) согласно выражения:
PΣ пс(i)=P(i) + Δ Pпост. + Δ Pпер.+ ΔPс.н. МВА,

где P(i) - суммарная мощность всех предприятиями i-ступени из раздела 1.1; Δ Pпост. - постоянные потери, которые составляют 1% от Pmax,

где Pmax - максимальное значение активной мощности i-ступени совмещенного графика [4,9];
Δ Pпост.=0,01 Pmax, МВА,
ΔPс.н. - потери на собственные нужды, составляют 0,5% от Pmax
ΔPс.н.= 0,005 Pmax, МВА,
Δ Pпер - переменные потери, зависящие от значения мощности каждой ступени и вычисляются по формуле [4,9]:
Δ Pпер = P²(i) / (10 ∙ Pmax), МВА.
Расчет суммарных графиков нагрузки потребителей (зима, лето) на шинах подстанции сведен в таблицы 1.12-1.13.
Таблица 1.12

Суммарный зимний график нагрузки подстанции

Час	0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12
Pi	18,0	17,4	16,3	16,7	17,4	17,4	22,1	23,2	25,2	24,3	23,7	23,5
ΔРпост	0,25
ΔРс.н.	0,13
ΔРпер	1,3	1,2	1,1	1,1	1,2	1,2	1,9	2,1	2,5	2,3	2,2	2,2
PΣпсi	19,7	18,9	17,8	18,2	18,9	19,0	24,4	25,7	28,0	27,0	26,3	26,0
Час	12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24
Pi	23,8	23,8	24,1	24,4	24,4	23,9	20,6	20,9	20,3	20,0	19,5	18,6
ΔРпост	0,25
ΔРс.н.	0,13
ΔРпер	2,2	2,2	2,3	2,4	2,4	2,3	1,7	1,7	1,6	1,6	1,5	1,4
PΣпсi	26,4	26,4	26,8	27,1	27,1	26,5	22,6	23,0	22,3	22,0	21,3	20,4

Таблица 1.13

Суммарный летний график нагрузки подстанции

Час	0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12
Pi	18,6	18,0	17,7	17,3	17,3	17,6	19,1	19,6	23,2	22,9	22,7	22,9
ΔРпост	0,25
ΔРс.н.	0,12
ΔРпер	1,4	1,3	1,3	1,2	1,2	1,3	1,5	1,6	2,2	2,1	2,1	2,1
PΣпсi	20,4	19,7	19,3	18,9	18,8	19,3	20,9	21,5	25,8	25,4	25,2	25,4
Час	12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24
Pi	23,5	24,1	24,4	24,6	21,0	21,0	19,8	20,3	20,5	21,0	19,9	19,5
ΔРпост	0,25
ΔРс.н.	0,12
ΔРпер	2,2	2,4	2,4	2,5	1,8	1,8	1,6	1,7	1,7	1,8	1,6	1,5
PΣпсi	26,1	26,9	27,1	27,4	23,2	23,1	21,8	22,3	22,6	23,2	21,9	21,4

По результатам конечной суммы PΣпс(i) таблиц 1.12-1.13 для сезонов года (зима, лето) строятся графики суммарной (совмещенной) нагрузки подстанции с учетом потерь (рисунок 1.6).


Рисунок 1.6 - График суммарной (совмещенной) нагрузки подстанции с учетом потерь
_____ - зима;

_ _ _ - лето.

1.3 Годовой график по продолжительности нагрузок
Этот график показывает длительность работы установки в течение года с различными нагрузками. По оси ординат откладывают нагрузки в соответствующем масштабе, по оси абсцисс - часы года от 0 до 8760. Нагрузки на графике располагают в порядке их убывания от Pmax до Pmin.

Принято, что длительность сезонных времен года зима и лето составляют соответственно 200 и 165 дней.

Построение годового графика по продолжительности нагрузок производится на основании известных суммарных суточных графиков нагрузки зимнего и летнего периода, полученных в разделе 1.2.

График по продолжительности нагрузок применяют в расчетах технико - экономических показателей установки, расчетах потерь электроэнергии, при оценке использования оборудования в течение года и т.д.

Значение активной мощности i-ступени графика по продолжительности определяется проекцией соответствующих ординат суммарных суточных графиков нагрузки зимнего и летнего периода на ось ординат искомого графика, а длительность этой ступени графика по продолжительности Т_i рассчитывается по [4]:
Тi = t_i^зима × 200 + t_i^лето × 165 ч,
где t_i^зима и t_i^лето длительность i-ступени суточного зимнего и летнего суммарного графиков нагрузки (см. раздел 1.2).

Расчет годового графика по продолжительности нагрузок сведен в таблицу 1.14.

Таблица 1.14

Продолжительность нагрузок в течение года

Pi	17,8	18,2	18,8	18,9	19,0	19,3	19,7	20,4	20,9	21,3	21,4	21,5
Тi	200	200	165	565	200	330	365	365	165	200	165	165
t	200	400	565	1130	1330	1660	2025	2390	2555	2755	2920	3085
Pi	21,8	21,9	22,0	22,3	22,6	23,0	23,1	23,2	24,4	25,2	25,4	25,7
Тi	165	165	200	365	365	200	165	330	200	165	330	200
t	3250	3415	3615	3980	4345	4545	4710	5040	5240	5405	5735	5935
Pi	25,8	26,0	26,1	26,3	26,4	26,5	26,8	26,9	27,0	27,1	27,4	28,0
Тi	165	200	165	200	400	200	200	165	200	565	165	200
t	6100	6300	6465	6665	7065	7265	7465	7630	7830	8395	8560	8760

По результатам таблицы 1.14 строится годовой график по продолжительности нагрузок (рисунок 1.7).


Рисунок 1.6 - Годовой график по продолжительности нагрузок
1.4 Технико-экономические показатели, определяемые из графиков нагрузки

Площадь, ограниченная кривой графика активной нагрузки, численно равна энергии, отпущенной с шин подстанции потребителям за рассматриваемый период (год) [4]:п = ΣPi ∙ Ti = 202729,0 МВт ∙ ч,
где Pi - мощность i- ступени графика- продолжительность ступени.

Средняя нагрузка по графику за рассматриваемый период (год) равна:

ср = Wп / T,
где T - длительность рассматриваемого периодап - электроэнергия за рассматриваемый периодср = 202729,0 / 8760 = 23,1 МВт.

Степень неравномерности графика работы электроустановки оценивают коэффициентом заполнения.

зап = Wп / Pmax · T= Pср / Pmaxзап = 23,1 / 28,0 = 0,83
Коэффициент заполнения графика нагрузки показывает, во сколько раз отпущенное с шин количество электроэнергии за рассматриваемый период меньше того количества электроэнергии, которое было бы отпущено с шин подстанции за то же время, если бы нагрузка установки все время была бы максимальной. Очевидно, что чем равномернее график, тем ближе значение kзап к единице.

Для характеристики графика нагрузки подстанции можно воспользоваться величиной продолжительность использования максимальной нагрузки

= Wп / Pmax = Pср · T / Pmaxс = kзап · T;= 0,83 · 8760 = 7271.
Эта величина показывает, сколько часов за рассматриваемый период T (обычно год) установка должна была бы работать с неизменной максимальной нагрузкой, чтобы отпустить с шин подстанции действительное количество электроэнергии Wп за этот период времени.
1.5 График полной мощности подстанции
Построение графика полной мощности подстанции необходимо для выбора и проверки на перегрузочную способность трансформаторов на подстанции.

Для этого необходимо произвести расчет средневзвешенного коэффициента мощности нагрузки для каждой ступени графика нагрузки - tg φсв (i) по [8]:
tg φсв(i) = P1(i) · tg φ1 + P2(i) · tg φ2 +…./ Σ P1-n(i)
Далее вычисляется полная мощность с учетом выше найденных средневзвешенных коэффициентов для каждого часа графика полной мощности подстанции по [8]:
,
где PΣ(i) - сумма активных мощностей i-ступени графика полной мощности подстанции по разделу 1.2.

Результаты расчетов сведены в таблицы 1.15 и 1.16.

Таблица 1.15

Полная мощность подстанции в зимний период

Час	0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12
tgφcвi	0,71	0,71	0,71	0,71	0,71	0,71	0,69	0,69	0,69	0,70	0,70	0,70
PΣпсi	19,7	18,9	17,8	18,2	18,9	19,0	24,4	25,7	28,0	27,0	26,3	26,0
S(i)	29,5	28,5	26,7	27,4	28,5	28,5	35,8	37,8	41,5	40,1	39,1	38,7
Час	12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24
tgφcвi	0,70	0,70	0,70	0,69	0,69	0,69	0,70	0,70	0,70	0,70	0,70	0,70
PΣпсi	26,4	26,4	26,8	27,1	27,1	26,5	22,6	23,0	22,3	22,0	21,3	20,4
S(i)	39,4	39,4	39,8	40,2	40,1	39,0	33,6	34,2	33,2	32,7	31,8	30,3

Таблица 1.16

Полная мощность подстанции в летний период

Час	0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12
tgφcвi	0,71	0,72	0,72	0,72	0,72	0,72	0,72	0,72	0,71	0,71	0,71	0,71
PΣпсi	20,4	19,7	19,3	18,9	18,8	19,3	20,9	21,5	25,8	25,4	25,2	25,4
S(i)	30,8	29,9	29,4	28,8	28,7	29,3	31,8	32,6	38,8	38,2	37,7	38,0
Час	12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24
tgφcвi	0,71	0,71	0,71	0,70	0,72	0,72	0,71	0,71	0,71	0,71	0,71	0,71
PΣпсi	26,1	26,9	27,1	27,4	23,2	23,1	21,8	22,3	22,6	23,2	21,9	21,4
S(i)	39,1	40,3	40,7	41,0	35,1	35,0	32,8	33,6	33,9	34,8	32,9	32,2

По полученным значениям мощностей S(i) строится график полной мощности подстанции (рисунок 1.7).


Рисунок 1.7 - График полной мощности подстанции

2. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ И РАСЧЕТ НА ПЕРЕГРУЗОЧНУЮ СПОСОБНОСТЬ
Число трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях всех категорий принимается, как правило, не более двух. При установке двух трансформаторов и отсутствия резервирования по сетям низшего напряжения мощность каждого из них выбирается с учетом загрузки трансформатора не более 70% от суммарной максимальной нагрузки подстанции в номинальном режиме [1].

Мощность трансформатора на подстанции должна быть такой, чтобы при выходе из работы одного из них второй воспринял основную нагрузку подстанции с учетом допускаемой перегрузки в послеаварийном режиме и возможного временного отключения потребителей третьей категории. В соответствии с существующей практикой проектирования мощность трансформаторов на подстанции рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах до 40% на время максимума по условию [1,3]:

н.тр. ≥ Smax / 1,4,
где Smax - максимальная расчетная мощность подстанции по расчету раздела 1.5н.тр. ≥ 41,5 / 1,4 = 29,6 МВА,

Принимаем трансформатор ТРДНС-40000/35/10 [9,11].
Таблица 2.1

Каталожные данные трансформаторов

Номинальная мощность , МВА40
Номинальное напряжение на стороне ВН , кВ35
Номинальное напряжение на стороне НН , кВ10,5
Напряжение КЗ (ВН-НН) , %11,5
Ток ХХ ix, %	0,4
Потери КЗ , кВт170
Потери ХХ , кВт36

При выборе мощности трансформатора нельзя руководствоваться только их номинальной мощностью, так как в реальных условиях температура окружающей среды, условия установки трансформатора могут быть отличными от принятых. Нагрузка трансформатора меняется в течение суток, и если мощность выбрать по максимальной нагрузке, то в периоды спада ее трансформатор будет не загружен, т.е. недоиспользована его мощность. Опыт эксплуатации показывает, что трансформатор может работать часть суток с перегрузкой, если в другую часть суток его нагрузка меньше номинальной. Критерием различных режимов является износ изоляции трансформатора.

Нагрузочная способность трансформатора - это совокупность допустимых нагрузок и перегрузок.

Допустимая нагрузка - это длительная нагрузка, при которой расчетный износ изоляции обмоток от нагрева не превосходит износ, соответствующий номинальному режиму работы.

Перегрузка трансформатора - режим, при котором расчетный износ изоляции обмоток превосходит износ, соответствующий номинальному режиму работы. Такой режим возникает, если нагрузка окажется больше номинальной мощности трансформатора или температура окружающей среды больше принятой расчетной.

На графике полной мощности подстанции (рисунок 1.7) откладывается прямая линия, соответствующая номинальной мощности принятого трансформатора. Верхняя часть графика, отсекаемая данной прямой, является зоной перегрузки трансформатора.
2.1 Выбор трансформатора собственных нужд
Для повышения надежности электроснабжения цепей собственных нужд трансформатор присоединяется к выводу низкого напряжения силового трансформатора на участке между трансформатором и выключателем ввода. На двухтрансформаторных подстанциях рекомендуется устанавливать два трансформатора собственных нужд напряжением 10/0,4 кВ. Для питания собственных нужд подстанции используется трансформатор собственных нужд. Так как подстанция двухтрансформаторная, то берется два ТСН. Мощность ТСН определяется нагрузкой. При проектировании подстанций, когда точный состав нагрузки неизвестен, допускается
(67)

S_тсн = 0,005 ∙ 40000 = 200 кВА.
Принимаем трансформатор ТМ-200/10.

Место подключения ТСН зависит от вида оперативного тока на подстанции. Для подстанции напряжением 35 кВ с числом выключателей два и более рекомендуется применять постоянный оперативный ток с установкой аккумуляторных батарей и обслуживающим персоналом для обслуживания сборных шин ВН и НН.

Для защиты трансформатора СН в его цепи устанавливаются предохранители, так как мощность трансформатора 200 кВА. Выберем для установки предохранитель: ПКТ103-10-12,5/31,5У3.

3. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ПОДСТАНЦИИ
При выборе схемы электрических соединений, прежде всего, учитывается тип подстанции. Основным фактором в выборе схемы соединений является число присоединений на стороне ВН:
,(1.2)
Где - число присоединений;

- число питающих линий;

- число трансформаторов.



Определяющую роль в выборе схемы играет напряжение на шинах.

Напряжение на шинах ВН U_ВН = 35 кВ.

Исходя из вышеуказанных величин, на ВН целесообразно применить схему: «мостик».


Рисунок 3.1 - Схема РУ ВН

Достоинства:

1) простота исполнения;

2) наглядность;

) экономичность;

Недостатки:

) увеличение тока к.з. в линии, большая длительность к.з.;

Число присоединений на стороне НН:
, (1.2)
Где - число присоединений;

- число питающих линий;

- число трансформаторов.

n_пр = 13 + 2 = 15

Напряжение на шинах НН U_НН = 10,5 кВ.

На шинах НН выбираем две секционированные системы сборных шин.

Достоинства:

) простота исполнения;

) не требует больших капитальных затрат;

) удобна с точки зрения эксплуатации и ремонта;

) авария на сборных шинах приводит к отключению только одного источника и лишь части потребителей.

Недостатки:

) при ремонте одной половины установки вторая половина остаётся без резерва;

) при ремонте одного из трансформаторов и отказе секционного выключателя половина установки остаётся без питания.

Согласно рисунку 3.2 при отказе или выходе из строя одного из трансформаторов автоматика включит секционный выключатель QB, который в нормальном состоянии разомкнут.


Рисунок 3.2 - Распределительное устройство НН подстанции


4. ВЫБОР МАРКИ И СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ЛИНИЙ ВЫСОКОГО И НИЗКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
В линиях электропередачи напряжением 10-110 кВ как правило используется провод марки АС [1].

Сечения проводов линий высокого и низкого напряжения в нормальном режиме определяются по экономической плотности тока [1,10].

Экономическое сечение проводника линии вычисляется по формуле [10]
,
где Imax - максимальный ток нормального рабочего режимаэк. - экономическая плотность тока, зависящая от материала проводника и Tmax [1,9]. Для неизолированных проводов при Tmax > 5000 jэк. = 1,0 А/мм².

Максимальный ток нормального рабочего режима определяется по выражению:

где Smax - максимальная расчетная мощность подстанции, МВА_НОМ - напряжение питающей линии, кВ.количество цепей питающей линии.

По значению экономического сечения принимается ближайшее стандартное сечение проводника [7,9,11].

Выбранное сечение должно удовлетворять условию нагрева [1]:≤ Iдоп,

где Iдоп - длительно допустимый ток провода по [7,9,11].

Результаты выбора сечений проводов сведены в таблицу 4.1.
Таблица 4.1

Результаты выбора ВЛ-35 кВ и ВЛ-10 кВ

Назначение	Smax, МВА	Imax, A	Fэк, мм2	Провод	Iдоп, А
Питающая ВЛ - 35 кВ	41,5	685,4	685,4	АС-300/39	690
Населенный пункт	3/0.87	66,4	66,4	АС-70/11	265
Предприятие черной металлургии	8/0,8	192,7	192,7	АС-240/32	610
Предприятие текстильной промышленности	1/0,78	37,1	37,1	АС-50/8	210
Предприятие химической промышленности	6/0,79	219,5	219,5	АС-240/32	610
Обогатительная фабрика	9/0,85	204,0	204,4	АС-240/32	610

Проверка сечения проводника по условию короны

Проверка по условиям короны необходима для гибких проводников напряжением 35 кВ и выше [1,4,7].

Правильный выбор сечения проводника обеспечивает уменьшение действия короны до допустимых значений. Провода не будут коронировать если максимальная напряженность поля у поверхности любого провода будет не более 0,9 Ео [4,7] т.е.

Еmax ≤ 0,9 Ео кВ/см - при расположении проводов в треугольник

Максимальная напряженность поля у поверхности нерасщепленного провода:
,
где U - линейное напряжение, кВ,о - радиус провода, см,ср. - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см;

кВ/см.

Начальное значение критической напряженности электрического поля:
,
где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, в расчете принять m=0,82

кВ/см.

,9 ∙ Ео = 0,9 ∙ 27,0 = 24,3 кВ/см ≥ Еmax = 2,8 кВ/см.

Провод проходит по условию короны.

5. РАСЧЕТ ТОКОВ АВАРИЙНЫХ РЕЖИМОВ
.1 Расчет сопротивлений схем замещения системы, линии высокого напряжения, трансформаторов
Электрические аппараты и шинные конструкции распределительных устройств должны быть проверены на электродинамическую и термическую устойчивость. Отключающие аппараты (выключатели и предохранители) проверяют, кроме того, по отключающей способности. Для этого составляется расчетная схема замещения, намечаются расчетные точки короткого замыкания и определяются токи короткого замыкания.

При составлении расчетной схемы для выбора аппаратуры и проводников одной цепи выбирается режим установки, при котором в этой цепи будет наибольший ток короткого замыкания.

За расчетную точку короткого замыкания принимается точка, при повреждении в которой через выбираемый аппарат или проводник будет протекать наибольший ток.

Секционный выключатель на шинах НН принят нормально отключенным. Расчетная схема для трансформаторов с расщепленной обмоткой НН принимает вид (рисунок 5.1):


Рисунок 5.1 - Схема замещения для расчета токов КЗ
Сопротивление системы:
;
Ом.

Активное сопротивление линии электропередачи высокого напряжения [2,3,4,5]:

л = r₀·L
Реактивное сопротивление линии высокого напряжения [2,3,4,5]:

л = x₀·L
где L - длина линии электропередачи по заданию, км;, x0 -удельные активные и индуктивные сопротивления провода, Ом/км [9,11].л = 0,098 · 30 = 2,94 Ом;л = 0,362 · 30 = 10,86 Ом.

Результирующее сопротивление до точки короткого замыкания К1:
;

Ом
При коротком замыкании на шинах низкого напряжения трансформаторной подстанции (точка К2), индуктивное сопротивление системы определяется по выражению:
; Ом
Активное сопротивление линии электропередачи высокого напряжения [2,3,4,5]:
; Ом

Реактивное сопротивление линии высокого напряжения [2,3,4,5]:
; Ом.
Расчетные сопротивления обмоток трансформатора:
;

Ом;

;

Ом;

,

Ом,

,

Ом.
Где - напряжение короткого замыкания трансформатора;

U_НН - средне-номинальное напряжение обмотки НН;

- номинальная мощность трансформатора.

Результирующее сопротивление до точки короткого замыкания К2:
;

Ом
5.2 Расчет токов трехфазного короткого замыкания
Расчет трехфазного КЗ на шинах 35 кВ в точке К-1:
,

А = 1,6 кА.
Расчет трехфазного КЗ на шинах 10,5 кВ в точке К-2:
,

кА.

5.3 Расчет ударного тока трехфазного короткого замыкания
Ударный ток на ВН:
,
Где - ударный коэффициент, =1,717;

кА

Ударный ток на НН:
,
Где - ударный коэффициент, =1,9;

кА

подстанция трансформатор напряжение ток
6. ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ
.1 Выбор и проверка ошиновки распределительного устройства высокого напряжения
Токоведущие части в распределительном устройстве ВН выполняются гибкими сталеалюминевыми проводами марки АС. Сечение проводников и ошиновка в пределах ОРУ было выбрано в разделе 4.

Гибкие провода крепятся на гирляндах подвесных изоляторов типа ПФ6-В с числом изоляторов в гирлянде 3 при напряжении 35 кВ.
6.2 Выбор и проверка ошиновки распределительного устройства низкого напряжения
Соединение силового трансформатора с КРУ выполним шинным мостом. Согласно ПУЭ /1/ в пределах открытых и закрытых распределительных устройств всех напряжений шины и ошиновка по экономической плотности тока не проверяются. Так как шинный мост, соединяющий трансформатор с КРУ, небольшой длины и находится в пределах подстанции, то выбор сечения шин производится по нагреву (по допустимому току):
,