Тупиковая подстанция 110/35/10 кВ

СОДЕРЖАНИЕ

 

Аннотация                      4 Введение             5

1. Составление структурной схемы                                                      7
2. Выбор числа и мощности трансформаторов связи      8
1. 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

2. Выбор трансформаторов связи для второго варианта    16
1. Выбор трансформаторов связи      16
2. Схема перетоков мощности       18
3. Построение графиков нагрузки      19
3. Расчет количества линий         23
4. Выбор схем распределительных устройств      24
1. Выбор схем распределительных устройств для первого варианта  25

     4.2. Выбор  схем распределительных устройств  для второго варианта 28

5. Технико-экономическое сравнение вариантов     31

5.1. Расчет капитальных затрат  для варианта №1     32

5.2. Расчет капитальных  затрат для варианта №2     33

6. Разработка схемы питания собственных нужд      34
7. Расчет токов короткого замыкания        38
1. Составление расчетной схемы       39
2. Расчет тока короткого замыкания в точке К1      40
3. Расчет тока короткого замыкания в точке К2      42
4. Расчет тока короткого замыкания в точке К3 с выключенным QB 46
5. Расчет тока короткого замыкания в точке К3  с включенным QB 49

 

8. 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

9. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения    62
1. Выбор измерительных трансформаторов на стороне 110 кВ  62
2. Выбор измерительных трансформаторов на стороне 35 кВ   65
3. Выбор измерительных трансформаторов на стороне 10 кВ   68
10. 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

11. 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	Sн,т МВА	Напряжение обмоток, Кв			Потери, кВт		Uн,, %			Цена, Тыс. руб.
		ВН	СН	НН	Pхх	Pкз	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
ТДТН-63000/110	63	115	38,5	10.5	56	290	10,5	17	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.