Проектирование понижающей подстанции

1. График электрических нагрузок

Таблица 1 — Суточный график полной мощности.

Активная и реактивная мощности соответственно:

;

где S — полная мощность, МВА;

Таблица 2 — Суточный график активной и реактивной мощностей.

На основе графика определяем:

1. Среднесуточная мощность:

;

2. Максимальная нагрузка:

;

3. Коэффициент заполнения суточного графика:

;

;

4. Среднесуточная активная мощность:

;

;

Рис. 1 — График электрических нагрузок

2. Выбор трансформаторов

В данном случае имеются потребители I и II категорий, поэтому принимаем число трансформаторов равное двум.

Предварительный расчет мощности силового трансформатора:

;

Принимаем мощность трансформатора ;

Выбираем трансформатор ТДНУ-25 000/110 — трёхфазный, двухобмоточный, с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха. При выходе из строя одного трансформатора, оставшийся в работе должен обеспечить нагрузку потребителей 1 и 2 категории с аварийным допустимым перегрузом:

;

где — доли потребителей 1 и 2 категорий в общей нагрузке подстанции;

k_АВ — коэффициент аварийной перегрузки трансформатора, k_АВ=1.4.

;

Рисунок 2

Рассчитаем коэффициенты предварительной загрузки K₁ и перегрузки трансформатора K₂:

где S₁, S₂, …, S_n-нагрузка на различных ступенях графика длительностью соответственно t₁, t₂, …, t_n.

;

Эквивалентная нагрузка периода перегруза:

;

;

;

;

;

— выбираем из [1, таблица 1.36] по температуре окружающей среды -10^оС градусов, при перегрузке в 10 часов и способу охлаждения — принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла.

Так как, можем оставить трансформатор выбранной мощности.

Таким образом, трансформатор может систематически перегружаться по данному графику нагрузки.

Приведем его технические характеристики.

Таблица 3 — Технические характеристики трансформатора ТДНУ-25 000/110

3. Выбор типа распределительного устройства и изоляции

Изоляция электроустановок может загрязняться промышленными выбросами в атмосферу, в том числе золой из дымовых труб электростанций, а вблизи морей происходит загрязнение изоляции солями.

Для 4 степени загрязнения атмосферы выбираем открытое исполнение распределительного устройства (ОРУ). Для очистки изоляции проводим специальные мероприятия: гидрофобные покрытия, периодическая обмывка и протирка изоляции.

Для выбора размера изоляционной конструкции определяем требуемую длину пути утечки L:

где л_Э — эффективная удельная длина утечки, для воздушных линий и поддерживающих гирлянд порталов: л_Э=2.25; для внешней изоляции электрооборудования: л_Э=2.25; [2, таблица 1];

k — поправочный коэффициент для различных условий и изоляторов, принимаем, что k =1.1, [5];

U — наибольшее рабочее межфазное напряжение, U=126 кВ, [1, таблица 1.2].

Для воздушных линий, гирлянд и эл. оборудования соответственно:

.

По длине утечки L выбираем опорный изолятор марки С4−550-II-М-УХЛ1, у которого L_эф=330 см.

По длине утечки L выбираем подвесной изолятор марки ЛК 70/110-VII, у которого L_эф=390 см.

Проходной изолятор выбираем на низкой стороне по номинальному току I_H:

;

.

Выбираем изолятор марки ИП-10/5000−4250 УХЛ1 с параметрами U_H=10 кВ, P_ИЗГ=42.5 кН, I_H=5000A.

4. Выбор главной схемы электрических соединений.

При выборе главной схемы подстанции должны учитываться следующие факторы:

— роль, местоположение и назначение подстанции.

— число отходящих ЛЭП на стороне высшего напряжения.

— категорийность потребителей.

— простоту и наглядность схемы.

— удобство эксплуатации.

— надежность в работе.

Для проектируемой подстанции наметим 3 варианта главной схемы электрических соединений:

5. Технико-экономическое сравнение схем

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными приведенными затратами:

где К — капиталовложение в электроустановку, (будем учитывать только капиталовложения в различающиеся по вариантам элементы электроустановки) тыс. руб.;

p_H — нормативный коэффициент экономической эффективности, равный 0,12;

И — годовые эксплуатационные издержки, тыс. руб./год;

У — ущерб от недоотпуска электроэнергии, тыс. руб./год.

Т.к. ущерб от недоотпуска может возникнуть только при отключении обоих трансформаторов или обеих питающих линий, то расчет проводим по упрощенной формуле приведенных затрат:

Расчёт капитальных вложений сведём в таблицу.

Рассчитаем стоимость, различающихся по вариантам элементов электроустановки:

Таблица 4 — Расчёт капитальных вложений

Годовые эксплуатационные издержки:

где б — отчисления на амортизацию б=9.4%;

в — средняя себестоимость эл. энергии в=1.5 руб. /кВт*ч;

годовые потери в трансформаторах.

;

Т — число часов работы трансформатора в году Т = 8760 ч;

— продолжительность максимальных потерь, определяем по кривой [4, рис. 10−1] в зависимости от продолжительности использования максимальной нагрузки Т_max.

потери холостого хода;

25 кВт;

— потери короткого замыкания;

= 120 кВт;

Для определения сначала необходимо по соответствующим графикам нагрузок S=f (t) найти число часов использования максимальной нагрузки

;

По [1, рис. 10−1] при =4416 часов =3000 часов;

;

;

;

;

Приведенные затраты:

;

;

;

Окончательно расчеты сводим в таблицу:

подстанция трансформатор понижающий ток Таблица 5 — Результаты технико-экономического сравнения схем.

Из расчёта видно, что 1 вариант экономически выгоднее. Окончательно принимаем на своей подстанции 1-й вариант главной схемы электрических соединений.

Главная схема электрических соединений проектируемой подстанции: одна секционированная система шин с обходной, с отделителями в цепях трансформаторов и совмещенным секционным и обходным выключателем.

6. Расчет токов короткого замыкания

Для выбора оборудования необходимо знать ток короткого замыкания. Определим токи трёхфазного короткого замыкания на шинах высокого и низкого напряжения. Рассмотрим эл. схему проектируемой подстанции при коротких замыканиях. в точках К1 и К2.

Составляем расчетную схему, где указываем элементы и точки короткого замыкания. Принимаем, что секционные разъединители QS8 и QS9 включены, так как это более неблагоприятный режим короткого замыкания.

Далее строим схему замещения и определяем параметры элементов в соответствии с исходными данными и параметрами уже выбранных аппаратов в относительных единицах.

система:

U_С=110 кВ;

I_КЗ= 21 кА;

Линия:

2 линии по 40 м Тр-р:

115/10.5 кВ;

S_Н= 25 МВА;

U_К= 10.5%;

I_ХХ= 0.65%;

P_К = 120 кВт.

Схема замещения

;

;

;

I_КЗ = 21 кА.

Система бесконечной мощности:

Линии электропередачи:

Ток нормального режима:

где S_MAX — максимальная мощность подстанции, S_MAX =42 МВА;

U_H — номинальное напряжение сети, U_С=110 кВ.

.

номинальное сечение провода:

где j_Э — плотность тока в проводнике, А/мм², j_Э =1,1 А/мм² [1, таблица 10.1];

.

По полученным данным выбираем провод для воздушной линии 110 кВ. Выбираем провод марки АС — 70:.

Для выбранного провода должно выполняться условие:

где I_{ПРОД.ДОП} — допустимый продолжительный ток, I_{ПРОД.ДОП}=265А [1, таблица 7.35];

I_Ф.Р — ток форсированного режима;

;

.

Условие выполняется, поэтому оставляем провод АС — 70 с активным и индуктивным сопротивлениями:

r_УД=0,428 Ом/км, x_УД=0.444 Ом/км. [1, таблица 7.35, 7.38].

;

.

Трансформаторы подстанции:

;

;

;

;

;

.

Нагрузка:

Принимаем, что нагрузка потребителей распределена равномерно по отходящим линиям S_Н = 5.25 МВА, так как секционный выключатель включен, то будем рассматривать обобщенную нагрузку с S_{Н, ОБЩ} = 42 МВА:

;

;

;

.

Найдем распределение токов при коротких замыканиях в точках К1 и К2. Для этого свернем схему замещения относительно точек короткого замыкания.

Для К1:

где ;

;

;

;

;

Для К2:

где ;

;

;

;

.

Находим значения токов I_KЗ1 и I_KЗ2 в кА:

;

;

.

Периодические составляющие токов КЗ:

;

;

.

Определим постоянные времени Т_А:

;

;

Определим ударные коэффициенты k_УД:

;

;

Определим ударные токи:

;

;

;

7. Мероприятия по ограничению токов короткого замыкания

Ограничения тока к. з. в электрических системах достигается прежде всего соответствующим проектированием электрических схем станций и сетей. Для этого прибегают к автоматическому делению сетей. При этом секционный выключатель в РУ станции остается замкнутым. Для ограничения токов к. з. предусмотрено автоматическое устройство, размыкающее в случае к. з. секционный выключатель. Ток резко уменьшается, и затем происходит отключение выключателя поврежденного присоединения. Достоинство автоматического деления сети заключается в том, что в нормальном режиме агрегаты и линии не разделены и распределение мощности может быть оптимальным.

Рассчитаем ток короткого замыкания на низкой стороне при отключенном секционном выключателе:

где ;

;

;

;

;

;

;

;

;

Значение тока КЗ в именованных единицах:

;

;

Периодическая составляющая тока КЗ:

;

.

Определим постоянную времени Т_А:

;

.

Определим ударный коэффициент:

.

Определим ударный ток в точке короткого замыкания:

;

.

Результаты расчета токов КЗ сведем в таблицу:

Таблица 6 — Результаты расчета токов короткого замыкания

Список источников

1. Никлепаев Б. Н. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.

2. Промышленный каталог ИнформЭлектро.

3. Каталог Электрическое оборудование подстанций.

4. Соловьев И. И., Волков В. М. Электроэнергетика. Методические указания к курсовому проектированию. Изд — во АГТУ 2004 г.