Проектирование электрической части понижающей подстанции 110/35/6 кВ
Размещено на /
Федеральное агентство по образованию Российской Федерации
Санкт-петербургский государственный
Политехнический университет
Электромеханический факультет
Кафедра Электрические системы и сети
Выпускная работа бакалавра
Тема:Проектирование электрической части понижающей подстанции 110/35/6 кВ
Санкт-Петербург 2007
Содержание
электрический станция схема замыкание
Исходные данные
Введение
1.Выбор главной схемы электрических соединений станции и схемы собственных нужд
Проектирование главной схемы
1.2 Технико-экономический анализ вариантов схемы
2.Расчет токов короткого замыкания для выбора электрооборудования главной схемы и схемы собственных нужд
2.1 Схема замещения и приведение параметров элементов схемы к базисным условиям
2.2Короткое замыкание на шинах РУ-110 кВ (точка K1)
2.3Короткое замыкание на шинах РУ-35 кВ (точка K2)
2.4Короткое замыкание на шинах РУ-6 кВ (точка K3)
2.5Короткое замыкание на шинах РУСН-0,4 кВ (точка K4)
3.Выбор электрических аппаратов и проводников
3.1Выбор выключателей
3.1.1РУ-330 кВ
3.1.2РУ-110 кВ
3.1.3РУ-35 кВ
3.1.4РУ СН-0,4кВ
3.2 Выбор разъединителей
3.2Выбор сборных шин и токоведущих частей
3.2.1Выбор сборных шин 35 кВ
3.2.2Выбор токоведущих частей от силовых трансформаторов до сборных шин 35 кВ
3.2.3Выбор сборных шин 110 кВ
3.2.4Выбор токоведущих частей от силовых трансформаторов до сборных шин 110 кВ
3.2.5Выбор сборных шин 330 кВ
3.2.6Выбор токоведущих частей от силовых трансформаторов до сборных шин 330 кВ
4.Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения
Литература
Исходные данные
Тип подстанции –подстанция 330/110/35кВ.
Связь с системой осуществляется на напряжении 330 кВ по 2-м линиям длиной 150 км. Потребители:
Таблица
Напряжение, кВ | Нагрузка | |
Рмин, МВт | Рмакс, МВт | |
35 | 30 | 40 |
6 | 20 | 40 |
Мощность короткого замыкания системы 3000 МВ·А.
Введение
Цель курсового проекта – спроектировать электрическую часть понижающей подстанции 110/35/6 кВ. Связь с системой осуществляется по двум линиям длиной 20 км на напряжении 110 кВ. Мощность короткого замыкания системы составляет 3000 МВ·А. Подстанция имеет три РУ, к сборным шинам 35 кВ подключен один ТСН для осуществления скрытого резервирования электроснабжения потребителей СН.
В курсовом проекте выполнено: выбор и обоснование главной схемы электрических соединений и схемы электроснабжения потребителей собственных нужд, выбор типа и мощности понижающих трансформаторов, рабочих трансформаторов собственных нужд; расчет токов короткого замыкания; выбор коммутационных аппаратов, токопроводов, токоведущих частей и шин распределительных устройств, измерительных трансформаторов тока и напряжения.
Понижающие подстанции предназначены для распределения энергии по сети НН и создания пунктов соединения сети ВН (коммутационных пунктов). Определяющей для выбора места размещения подстанции является схема сети СН, для питания которой предназначена рассматриваемая подстанция. Оптимальная мощность и радиус действия подстанции определяются плотностью нагрузок в районе её размещения и схемой сети НН.
Классификация подстанций по их месту и способу присоединения к сети нормативными документами не установлена. Исходя из применяющихся типов конфигурации сети и возможных схем присоединения подстанций их можно подразделить на: тупиковые, ответвительные, проходные и узловые.
По назначению подстанции делятся на потребительские, предназначенные для электроснабжения потребителей электроэнергии, и системные, осуществляющие связь между отдельными частями ЭЭС.
Понижающая подстанция 110/35/6 кВ, проектируемая в работе является потребительской тупиковой подстанцией, являющаяся центром питания по отношению к потребителям электрических сетей напряжением 6 и 35 кВ.
1.Выбор главной схемы электрических соединений станции и схемы собственных нужд
Проектирование главной схемы
Основные требования к главным схемам электрических соединений:
схема должна обеспечивать надёжное питание присоединённых потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки с учётом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания;
схема должна обеспечивать надёжность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети;
схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала;
схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;
число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырёх при повреждении трансформатора.
1.1 Технико-экономический анализ вариантов схемы
Выбор силовых трансформаторов
Суммарная максимальная нагрузка подстанции равна (если принять cosφн=0,8):
, поэтому можно выбрать:
1 вариант. Два автотрансформатора мощностью:
. По табл. 3.8 выбираю два трёхобмоточных трансформатора ТДТН-80000/110 с параметрами Sном = 80 МВ·А, UВН = 115 кВ,
UСН = 38,5 кВ, UНН = 6,6 кВ, uк в-с = 11 %, uк в-н= 18,5 %, uк с-н= 7 %, Рх = 82 кВт, Ркз в-с = 390 кВт. Стоимость трансформатора, приведенная к уровню цен 2007 года, составляет 4110 тыс. руб. Коэффициент перехода к современному уровню цен принят равным 30.
2 вариант. 4 трансформатора:
. По табл. 3.81 выбираю четыре трансформатора ТРДН-40000/110 с параметрами Sном = 40 МВ·А, UВН = 115 кВ, UНН = 6,3 кВ, uк = 10,5 %, Рх = 36 кВт, Ркз = 172 кВт. Стоимость трансформатора, приведенная к уровню цен 2007 года, составляет 2400 тыс. руб.
Рис. 1. Варианты структурной схемы
Выбор трансформаторов собственных нужд
В соответствии с табл. 2.10, подстанции с высшим напряжением 330 кВ имеют максимальную нагрузку СН, лежащую в пределах от 100 до 400 кВт. Меньшие значения соответствуют подстанциям с упрощёнными схемами, большие – подстанциям с развитыми распредустройствами высшего напряжения и с установленными синхронными компенсаторами.
Следовательно, выбираю РСН = 200 кВт. Мощность потребителей невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от двух понижающих трансформаторов СН. При этом мощность каждого из двух трансформаторов должна обеспечивать полностью электроснабжение всех потребителей СН, то есть стопроцентный резерв мощности (скрытое резервирование). Шины СН 0,4 кВ для надёжности секционируют автоматическим выключателем.
Выбираю трансформаторы СН: . По табл. 3.3 выбираю два двухобмоточных трансформатора: ТМ-250/35 с параметрами Sном =250 кВ·А, UВН = 35 кВ, UНН = 0,4 кВ, uк = 6,5 %, Рх = 1 кВт, Ркз = 3,7 кВт. Стоимость трансформатора, приведенная к уровню цен 2007 года, составляет 1800 тыс. руб.
1.2 Технико-экономический анализ вариантов схемы
Экономическая целесообразность схемы соединения определяется минимумом приведенных затрат:
З = рн·К + И + У,
где К – капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс. руб.; рн – нормативный коэффициент экономической эффективности, в настоящее время равный для подстанций 0,15 1/год; И – годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год; У – ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год. Ущерб от недоотпуска электроэнергии в данной работе не учитывается.
Таблица 1. Расчет капиталовложений.
№ п/п | Оборудование | Расчётная стоимость единицы | 1-й вариант | 2-й вариант | |||
Число | Общая стоимость | Число | Общая стоимость | ||||
тыс. руб. | шт. | тыс. руб. | шт. | тыс. руб. | |||
1 | АТДЦН-200000/330/110 | 23850 | 2 | 47700 | – | – | |
2 | АТДЦТН-250000/330/150 | 29100 | - | - | 1 | 29100 | |
4 | Выкл. 110 кВ | 10535 | 4 | 42140 | 3 | 31605 | |
5 | Выкл. 35 кВ | 1804 | 5 | 13000 | 4 | 10400 | |
6 | Выкл. 6 кВ | 1804 | 7 | 12628 | 6 | 10824 | |
Итого, тыс. руб. | 115468 | 81929 |
– где расчетная стоимость предварительно выбранных выключателей определена по таблицам 5.1 и 5.2
Годовые эксплутационные издержки определяются по формуле:
И = Иа + Ипот = а·К/100 + β·ΔWгод,
где а =(8…9)% – отчисления на амортизацию и обслуживание; ΔWгод – годовые потери энергии в электроустановке, кВт·ч; β – средняя себестоимость потерь электроэнергии, коп/кВт·ч.
Принимаю а = 8%, β = 25 коп/кВт·ч.
Потери электроэнергии в одном двухобмоточном трансформаторе определяются по формуле:, здесь Рх, Ркз – потери мощности холостого хода и короткого замыкания, кВт; Sном – номинальная мощность трансформатора, МВ·А; Sмакс – расчетная максимальная нагрузка трансформатора, МВ·А; Т – продолжительность работы трансформатора в году; τ – продолжительность максимальных потерь.
Потери электроэнергии в одном трёхобмоточном трансформаторе определяются по формуле: ,
здесь Ркв, Ркс , Ркн – потери мощности короткого замыкания, кВт; Sном –номинальная мощность трансформатора, МВ·А; Sв , Sс , Sн – расчетные максимальные нагрузки по обмоткам трансформатора, МВ·А; Т – продолжительность работы трансформатора в году; τв , τс , τн – продолжительности максимальных потерь по обмоткам трансформатора.
Выбираю число часов использования максимальной нагрузки Тмакс с = 6000 ч, Тмакс н = 5800 ч ( а для нагрузки на повышенных напряжениях Тмакс = (6000-7000) ч).
Следовательно,
.
Число часов максимальных потерь в году по обмоткам трансформатора τв = 4300 ч, τс = 4500 ч, τн = 3200 ч определяю по графику на рис. 10.1.
Так как для автотрансформаторов в справочной литературе заданы только значения Ркз в-с, то принимаю Ркз в-н = Ркз с-н = Ркз в-с, тогда Ркз в = Ркз с = Ркз н = 0,5·Ркз в-с.
1 вариант. Два автотрансформатора мощностью по 200 МВ·А каждый.
Трансформатора два, поэтому ΔWгод Σ =2· ΔWгод = 2·2038659,4 = 4077318,8 (кВт·ч).
Приведенные затраты: =27580(тыс. руб.) 2 вариант. Один трёхобмоточный трансформатор мощностью 63 МВ·А.
Трансформатор один, поэтому ΔWгод Σ = ΔWгод = 2249940 (кВт·ч).
Приведенные затраты:
Первый_вариант является самым дорогим, но и самым надёжным из всех предложенных. Даже при отключении одного трансформатора в случае ремонта или аварии, оставшийся в работе полностью обеспечит питание всех потребителей.
Второй вариант с одним автотрансформатором по суммарным капиталовложениям и приведённым затратам является самым дешёвым и самым ненадёжным, так как при выходе из строя трансформатора прекратится питание всех потребителей.
Питание потребителей через один трансформатор возможно в следующих случаях:
от подстанции питаются неответственные электроприёмники, причём на случай отказа трансформатора предусмотрен централизованный трансформаторный резерв с возможностью замены повреждённого трансформатора в течение суток;
для резервирования питания потребителей первой и второй категорий в сетях среднего и низшего напряжений имеются вторые источники питания, причём для потребителей первой категории обеспечен автоматический ввод резерва.
Вывод: С учётом вышеизложенного, а также того, что большей частью от подстанций питаются потребители всех трёх категорий и питание от системы подводится лишь со стороны высокого напряжения, то по условию надёжности выбираю первый вариант с использованием двух автотрансформаторов АТДЦТН–200000/330/110. Данный вариант структурной схемы по суммарным капиталовложениям дороже второго на 34,5%, а по приведённым дороже второго на 32,4%, но обладает повышенной надёжностью электроснабжения.
2.Расчет токов короткого замыкания для выбора электрооборудования главной схемы и схемы собственных нужд
Для распределительных устройств 35-220 кВ двухтрансформаторных подстанций при количестве присоединяемых линий равном двум рекомендуются следующие типовые схемы:
два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии;
мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов;
четырёхугольник.
Ориентировочно по табл.1 определяю количество отходящих линий от РУ 110 кВ. Если Рмакс = 140 МВт, тогда выбираю четыре воздушные линии. С ростом мощности нагрузки необходимо постепенно увеличивать количество отходящих линий.
Следовательно, для РУ 330 кВ выбираю схему четырёхугольника, а для РУ 35 кВ схему мостика с поэтапным переходом к схеме с одной секционированной системе шин и заменой разъединителей выключателями.
Определяю количество отходящих линий от РУ 35 кВ. Согласно табл.12 при Рмакс = 60 МВт выбираю четыре воздушные линии. С ростом мощности нагрузки необходимо постепенно увеличивать количество отходящих линий.
Для РУ 35 кВ и для РУ СН 0,4 кВ выбираю схему с одной секционированной системой шин (межсекционный выключатель в нормальном режиме отключен для снижения токов короткого замыкания).
Рис. 2. Окончательная схема
2.1 Схема замещения и приведение параметров элементов схемы к базисным условиям
Выбираю базисную мощность: Sб = 1000 МВ·А
В качестве базисного напряжения принимаю среднее эксплутационное напряжение той ступени, на которой предполагается короткое замыкание (340; 115; 37; 0,4 кВ).
В каждой точке короткого замыкания получается свое значение базисного тока:
Параметры элементов цепи в относительных единицах, приведённые к базисным условиям
Трансформаторы ТДТН-40000/220
о.е.
о.е.
о.е.
Трансформаторы собственных нужд ТСЗ-250/10
о.е.
ЛЭП, питающие подстанцию
Для воздушных линий напряжением 6 – 330 кВ среднее значение индуктивного сопротивления на 1 км длины X0 равно 0,4 Ом / км.
Тогда сопротивление одной линии, приведённое к базисным условиям равно:
0,5 о.е.
Система
0,2
о.е.
ЭДС системы принимаю равной единице: Ес = 1.
Рис. 3. Схема замещения подстанции для расчета токов короткого замыкания
2.2 Короткое замыкание на шинах РУ-110 кВ (точка K1)
Uб = 340 кВ, кА
Рис 4. Схема замещения относительно точки К1
о.е.
Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания от системы:
кА
Ударный ток короткого замыкания от системы:
, где
По табл. 3.8 определяю Та=0,04 с и Кус=1,779. Тогда кА.
Следовательно, расчетным током короткого замыкания для выбора аппаратов и шин РУ 330 кВ является кА, кА.
2.3Короткое замыкание на шинах РУ-35 кВ (точка K2)
Uб = 115 кВ, кА; о.е.
Рис 5. Схема замещения относительно точки К2
Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания от системы:
кА
По табл. 3.8 определяю Та=0,02 с и Кус=1,607. Тогда ударный ток короткого замыкания от системы: кА.
Следовательно, расчетным током короткого замыкания для выбора аппаратов и шин РУ 35 кВ является кА, кА.
2.4Короткое замыкание на шинах РУ-6 кВ (точка K3)
Uб = 37 кВ, кА
Рис 6. Схема замещения относительно точки К3
о.е.
Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания от системы:
кА
По табл. 3.810 определяю Та=0,02 с и Кус=1,608. Тогда ударный ток короткого замыкания от системы: кА.
Проектируемая в работе понижающая подстанция не является крупной промышленной подстанцией, поэтому подпитку от двигателей при определении токов короткого замыкания не учитываю.
Следовательно, расчетным током короткого замыкания для выбора аппаратов и шин РУ 35 кВ является кА, кА.
2.5Короткое замыкание на шинах РУСН-0,4 кВ (точка K4)
Uб = 0,4 кВ, кА
Рис 7. Схема замещения относительно точки К4
о.е.
Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания от системы:
кА
По табл. 3.810 определяю Та=0,02 с и Кус=1,608. Тогда ударный ток короткого замыкания от системы: кА.
Суммарная мощность потребителей собственных нужд подстанции мала (250 кВ·А), поэтому подпитку от двигателей собственных нужд при определении токов короткого замыкания не учитываю.
Следовательно, расчетным током короткого замыкания для выбора аппаратов и шин РУСН 0,4 кВ является кА, кА.
3.Выбор электрических аппаратов и проводников
3.1Выбор выключателей
В ГОСТ 687-78 приведены следующие параметры выключателей:
Номинальное напряжение Uном.
Номинальный ток Iном.
Номинальный ток отключения Iоткл.
Номинальное процентное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения
Действующее значение периодической составляющей Iдин и амплитудное значение полного тока Im дин, которые характеризуют электродинамическую стойкость выключателя.
Ток термической стойкости Iт и время действия тока термической стойкости tт.
Номинальный ток включения Iвкл.
Время действия выключателя:
собственное время отключения tсв– промежуток времени от подачи команды на отключение до расхождения контактов выключателя;
время отключения tов – промежуток времени от подачи команды на отключение до полного погасания дуги во всех фазах;
время включения выключателя tвв – промежуток времени от подачи команды на включение до возникновения тока в цепи.
Параметры восстанавливающегося напряжения при номинальном токе отключения.
Таблица 3. Условия выбора выключателей
Расчетные величины | Каталожные данные выключателя | Условие выбора |
Uуст | Uном | Uуст ≤ Uном |
Iраб утяж | Iном | Iраб утяж ≤ Iном |
Iпо | Iдин | Iпо ≤ Iдин |
iу | Im дин | iу ≤ Im дин |
Iпτ | Iоткл | Iпτ ≤ Iоткл |
β | βном | β ≤ βном |
Iпτ + iаτ |
Iпτ + iаτ ≤ |
|
Вк | Iт2· tт | Вк ≤ Iт2· tт |
3.1.1РУ-330 кВ
Наибольший ток нормального режима в цепи высокого напряжения на подстанции с двумя автотрансформаторами определяю с учётом установки в перспективе трансформаторов следующей по шкале ГОСТ номинальной мощности SґТ ном.
Так как SТ ном = 200 МВ·А, то SґТ ном = 250 МВ·А.
А
Наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима принимаю при условии отключения параллельно работающего трансформатора, когда оставшийся в работе трансформатор может быть перегружен на 40 %.
А
Расчётные токи короткого замыкания: кА, кА
Предварительно по табл.5.2 выбираю ячейку элегазовую ВГУ-330Б-40/3150У1, параметры которой:
Таблица 4. Расчетные и каталожные данные