Расчёт узловой подстанции 110/10

ВВЕДЕНИЕ

Проектирование электрической  части станций и подстанций представляет собой сложный процесс выработки  и принятия решений по схемам электрических  соединений, составу электрооборудования  и его размещению, связанный с  выполнением расчетов, поиском пространственных компоновок, оптимизацией как отдельных  функционально связанных между  собой элементов так и всего проектируемого объекта в целом. В связи с этим процесс проектирования требует системного подхода при изучении объекта проектирования, при математизации и автоматизации проектных работ с помощью ЭВМ. При этом повышение качества проекта обеспечивается, с одной стороны, учетом опыта строительства и эксплуатации, с другой стороны, непрерывным потоком новых технических решений. Однако, ускорение и удешевление проектирования, а также повышение качества проектов может быть достигнуто применением типовых решений проекта, которые разрабатываются для некоторых усредненных исходных условий при широкой номенклатуре элементов и узлов, что позволяет тем самым достаточно быстро составлять проект конкретной станции или подстанции. Однако недостатки и ошибки, допущенные в типовом проекте, могут принести большой ущерб, как при многократном его использовании, так и при недостаточной способности типовых решений к адаптации в некоторых заданных условиях. Поэтому представляется важным еще на ранней стадии проектирования наиболее тщательно избирать заданное направление, согласовывая его с точки зрения технической и экономической целесообразности, исключая, тем самым некоторые недостатки схем. В связи с этим наиболее точные и полные исходные данные на проект делают этот выбор наиболее верным.

 

 

 

 

Задания к  курсовой работе

Выполнить расчеты электрической  части подстанции. Выбрать необходимое  оборудование подстанций, рассчитать токи короткого замыкания, наметив  предварительно необходимые точки  КЗ, проверить выбранное оборудование на устойчивость к воздействию токов  короткого замыкания. Выполнить  расчет заземляющего устройства.

Таблица №1 Исходные данные к расчету

Номер варианта	1
Длина линии        L,км	60
Длина линии L,км	90
Длина линии L,км	4,5

Таблица №2. Исходные данные к расчету

№ Вар	Подстанция U, кВ	Напря жения U, кВ	Номер, число  линий L - n	Мощ- ность линии, Рл, МВт	Рmax, МВт	Рmin, МВт	Cosj	Мощ ность КЗ Sкз, МВ А
1	2	3	4	5	9	6	7	8
6	220/110/10	110 10	L1  - 4 L2  - 8	30 2	120 16	110 14	0,86 0,88	9000

 

Рис. 1

1 Технико-экономический  расчёт подстанции.

 

1.1 Расчёт нагрузок.

По исходным данным, принимаемым в соответствии с вариантом, рассчитываются мощности подстанции по напряжениям. Описанная  методика выполнена для подстанции на 4 напряжения. В случае подстанции на 3 напряжения выпадает одно из средних  напряжений и обозначается как Uсн.

1. Полные мощности подстанции по ступеням напряжения

S_м ^НН  =  ,

где - максимальная активная мощность на данной ступени напряжения, МВт.

Полная  мощность на стороне высшего напряжения

 

S_м^ВН= S_м^СН+ S_м^НН=18,18=18,18МВА.

 

1.1.2 Реактивные  мощности подстанции

 

Q_м ^НН =,

 

 

1.1.3  По данным вычисленных мощностей строим графики нагрузок для всех напряжений подстанций. Общий вид графиков приведен на Рис.1.см. приложения

Для каждой ступени напряжения принимается  расчетный максимум равный , Мвт, исходя  из  которого, суточная продолжительность потребления мощности  распределяется пропорционально графику.  По  расчетным графикам рассчитывается  годовая энергия потребления.

 

 

1.1.4 Энергия зимних суток.

 

W_ЗС ^НН= Р₁t₁ + Р₂t₂ + Р₃t₃ + Р₄t₄ + Р₅t₅ =8·6 + 14,4·14 + 9,6·4 =288  МВт·час

 

1.1.5 Энергия  летних суток.

 

W_ЛС^НН =  Р₆t₆ + Р₇t₇ + Р₈t₈ + Р₉t₉ + Р₁₀t₁₀=6,4·6 + 9,6·8 + 4,8·10 =163,2 МВт час

 

1.1.6 Электрическая   энергия  потреблённая  за  год по  каждому графику

N_З=213 – количество зимних суток;

N_Л=152 – количество летних суток;

W_ГОД = W_ЗСN_З + W_ЛС N_{Л  ,} МВт час

 

 

W_ГОД ^НН = W_ЗС ^НН + W_ЛС^НН=288·213+163,2·152=86150,4 МВт час

 

1.1.7 Время   максимума  потребления  нагрузки

 

         Т_М = , час

 

 

 

 

1.1.8  Время максимальных потерь  энергии -t рассчитывается,  за год на каждом напряжении. Годовая продолжительность времени потерь принимается календарная Т=8760 часов

, час

для каждого напряжения свое время  максимальных потерь

 

 

 

1.2  Выбор трансформатора (автотрансформатора  АТ).

 

Трансформатор выбирается с учётом его загрузки и с учётом максимально допустимой    S_мах.вн.

В нашем случае S_мах.вн.³18,18МВА, согласно ПУЭ выбираем трансформаторы по 70% загрузке  в нормальном режиме.

Sном.т = 0,7* S _м ^ВН= 0,7*18,18 = 12,726МВА.                                                          По таблице 3.6 стр.150  [2] выбираем трансформатор.

 

Вариант 1.  ТДН-16000/110

 

Вариант 2.  ТРДН-25000/110

 

трансформатор 3-х фазный; система  охлаждения: дутье ; 2-х обмоточный с наличием устройства РПН.

Таблица. 3 – Технические параметры трансформаторов .

 

Тип	Sном	U (кВ)		Pк кВт		Pхх кВт		Uк%		Iхх %
	МВА	ВН	НН
ТДН-16000/110	16	115	11	85	18		10,5		0,7
ТРДН- 25000/110	25	115	10,5	120	25		10,5		0,65

 

 

1.3  Расчёт потерь электроэнергии в трансформаторах.

 

Вариант I

 

1.3.1  Определяем коэффициент аварийной перегрузки.

 

 

 

Выбранный трансформатор  удовлетворяет условию:

 

К_п.ав = 1,18< К_доп = 1,4

 

1.3.2 Определяем потери электроэнергии в трансформаторе:

 

 

Вариант II

 

1.3.3  Определяем коэффициент аварийной перегрузки.

 

 

 

Выбранный трансформатор  удовлетворяет условию:

 

К_п.ав = 0,75< К_доп = 1,4

 

1.3.4 Определяем потери электроэнергии в трансформаторе:

 

 

1.4 Приведенные затраты

 

1.4.1 Стоимость потерь электроэнергии вычисляется для двух вариантов по выражению

 

где - стоимость потерь энергии в автотрансформаторах

b=4,56рубль/кВт час – стоимость потерь электроэнергии

 

Вариант I

 

 

 

Вариант II

 

 

 

1.4.2 Капитальные затраты на основное оборудование ПС вычисляются, в соответствии с укрупненными показателями стоимости по [3]. Для сравнения капитальных затрат вариантов удобнее заполнить таблицу №4.

 

 

 

Таблица №4. Затраты по вариантам

 

Наимено- вание оборудо- вания	Стоимость единицы оборудования Тыс.рублей	Первый вариант.		Второй вариант.
		Кол-во	Общая стоимость Тыс.рублей	Кол-во	Общая стоимость Тыс.рублей
ТДН- 16000/110	67	2	134	-	-
ТРДН- 25000/110	85	-	-	2	170
Ячейка ОРУ-110	30	2	60	2	60
КРУ-10	1,9	2	3,8	2	3,8
Кå	-	-	197,8	-	233,8

 

1.4.3 Стоимость отчислений на амортизацию ремонт и обслуживание

 

где

- норма амортизационных отчислений  от капитальных затрат,

- для ОРУ-110кВ и ниже –  норма отчислений на обслуживание

- для ОРУ-220кВ и выше - норма  отчислений на обслуживание

К- сумма полученных  капитальных затрат из таблицы №3 по вариантам.

I-Вариант

= 37,186тыс.рублей

II-Вариант

=43,954тыс.рублей

 

 

1.4.4 Приведённые затраты вычисляются по формуле

 

 

где - нормативный коэффициент экономической эффективности

I-Вариант

=5615,1тыс.рублей

II-Вариант

=4450,08тыс.рублей

 

Вывод: Для дальнейшего расчёта  выбираю  Вариант-II  с наименьшими

затратами.

 

2 Расчёт токов короткого замыкания.

 

 

Рис.3 Схема замещения

 

2.1 Базисные величины

 

- базисная мощность

 

,  - базисные напряжения

- базисный ток ступени КЗ

 

= = 50,2кА

= = 550кА

2.2. Расчёт сопротивлений  в схеме замещения в относительных  единицах

 

2.2.1 Энергосистема

 

    2.2.2 Линия

 

2.2.3 Трансформатор:

 

 

 

 

 

 

 

2.2.4 Преобразуем исходную схему:  т.к. Q₁ и Q₂ отключены, то Х₂, Х₄, Х₆, Х₈ –не учитываются.

 

Рис. 4 Преобразование схемы замещения

 

 

2.2.5 Преобразуем схему замещения  относительно К-1 из рис. 5:

 

 

 

 

 

 

 

 

2.2.6 Преобразуем схему замещения  относительно К-2 из рис. 6:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.2.7 Преобразуем схему замещения  относительно К-3 из рис. 7:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.3 Определение токов короткого  замыкания

 

2.3.1  Начальная  периодическая составляющая тока  к.з.

К-1  .

К-2

где Е_с^II =1 - э.д.с. источника в относительных еденицах.

 

2.3.2. Мгновенное  амплитудное значение ударного  тока к.з.

,  где  Ку -  ударный коэффициент по т.3.8 [1]

К-1 

К-2

2.3.3. Действующее  значение ударного тока к.з.

 

К-1 

К-2

Определим значение токов КЗ для любого момента времени  переходного процесса КЗ

К-1 кА

Та=0,03[2]таблица 3,8

=0,035+0,01=0,045с

 

[2]рисунок3.25

К-2  кА

 

[2]рисунок3.25

Полный импульс  квадратичного тока КЗ

 

Где

Таблица 4 - Сводная таблица токов  КЗ

К-1	115	50,2	2,61	5,93	3,4	1,62	5,11
К-2	10,5	550	8,98	23,11	13,72	5,7	60,48

 

 

 

 

 

3. Выбор оборудования

3.1 Оборудование 110 кВ

Q – выключатель наружной установки

QS – разъединитель наружной установки

       ТА – трансформатор тока встроенный

Гибкая ошиновка.

Рабочий ток:

Рабочий максимальный ток:

 

3.1.1 Выбор выключателя и разъединителя.

^{По каталогу выбираю выключатель  элегазовый типа: ВГБУ-110У1}

^{Элегазовые баковые выключатели серии ВГБ.}

^{Элегазовые баковые выключатели серии ВГБ разработаны на базе хорошо известного принципа гашения дуги. При срабатывании выключателя элегаз сжимается и выбрасывается через контакты выключателя, осуществляя гашение дуги.}

^{Этот  принцип гашения  и конструкция  дугогасительных камер хорошо зарекомендовали себя в комплексных распределительных устройствах (КРУЭ) и отдельно стоящих выключателях (ВЭК) с элегазовой изоляцией, эксплуатирующихся с 1979 года.}