Выбор вариантов и основного электрооборудования подстанции

Содержание Введение

1. Выбор вариантов и основного электрооборудования подстанции

1.1 Выбор и обоснование двух вариантов схемы проектируемой подстанции

1.2 Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов

1.3 Технико-экономическое сравнение двух вариантов подстанции

2. Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей, конструкции ОРУ-220 кВ, заземляющего устройства, схемы и трансформаторов собственных нужд

2.1 Расчет токов короткого замыкания

2.2 Выбор выключателей и разъединителей

2.3 Выбор сборных шин

2.4 Выбор токопроводов

2.5 Выбор изоляторов на 10 кВ

2.6 Выбор измерительных трансформаторов

2.7 Выбор электрических аппаратов по номинальным параметрам

2.8 Конструкция ОРУ-220 кВ

2.9 Выбор трансформаторов и схемы собственных нужд Список литературы

Введение

Важнейшие задачи, решаемые энергетиками и энергостроителями, состоят в непрерывном увеличении объемов производства, в сокращении сроков строительства новых энергетических объектов и реконструкции старых, уменьшении удельных капиталовложений, в улучшении структуры производства и передачи электроэнергии.

Важнейшую роль в энергетике выполняют электрические подстанции — электроустановки, предназначенные для преобразования и распределения электроэнергии.

В Республике Казахстан, как и во всех странах СНГ, для производства и распределения электроэнергии принят трехфазный переменный ток частотой 50 Гц. Применение трехфазного тока по сравнению с установками однофазного переменного тока экономично, а также отличается возможностью широкого использования в качестве электропривода наиболее надежных, простых и дешевых асинхронных электродвигателей.

При выборе схем электроустановок должны учитываться следующие факторы:

— значение и роль подстанции для энергосистемы;

— положение подстанции в энергосистеме, схемы и напряжения прилегающих сетей;

— категория потребителей по степени электроснабжения;

— перспектива расширения и промежуточные этапы развития подстанции и прилегающего участка сети.

При выборе схем электроустановок учитывается допустимый уровень токов КЗ. При необходимости решаются вопросы секционирования сетей, деления электроустановки на независимо работающие части, установки специальных токоограничивающих устройств.

Из сложного комплекса предъявляемых условий, влияющих на выбор главной схемы подстанции, можно выделить основные требования:

— надежность электроснабжения потребителей;

— приспособленность к проведению ремонтных работ;

— оперативная гибкость электрической схемы;

— экономическая целесообразность.

1. Выбор вариантов и основного электрооборудования подстанции

1.1 Выбор и обоснование двух вариантов схемы проектируемой подстанции Определяем нагрузки на шинах подстанции:

МВт (1.1)

МВт

МВт где Рн•max — максимальная активная нагрузка, МВт;

n — количество линий, шт;

kодн — коэффициент одновременности.

Определяем полную мощность по формуле:

S=P/cosц (1.2)

МВА

МВ· А

МВА Таблица 1.1 Значения нагрузок

Далее выбираем два варианта проектируемой мощности подстанции. В обоих вариантах устанавливаем два автотрансформатора напряжением 500/220 кВ.

Далее в первом варианте выбираем два двухобмоточных трансформатора напряжением 220/10 кВ. Во втором варианте два двухобмоточных трансформатора напряжением 35/10 кВ.

Рисунок 1 Структурная схема первого варианта Рисунок 2 Структурная схема второго варианта

1.2 Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов

I вариант Определяем нагрузку автотрансформаторов 500/220 кВ

Smax=S10+S35+S220=43+18+349=410 МВ· А

Sтр МВ· А

Принимаем к установке шесть автотрансформаторов типа АОДЦТН-1 670 000/500/220.

SАТ=3· 167=501 МВА.

Проверяем нагрузку обмотки низкого напряжения автотрансформатора, которая должна быть меньше номинальной мощности обмотки НН.

SНН=50· 3=150 МВ· А >S35=18 МВ· А Определяем нагрузку трансформаторов 220/10 кВ

Smax=S10=43 МВ· А Мощность трансформаторов МВ· А (1.3)

Выбираем 2 трансформатора типа ТРДН-32 000/220.

II вариант Автотрансформатор на 500/220 кВ такой же как и в первом варианте. Проверяем загрузку обмотки НН АТ:

SНН=150 МВ· А >S10+S35=18+43=61 МВ· А Выбираем трансформаторы 35/10 кВ.

Smax=S10=43 МВ· А

Sтр?30 МВ· А Выбираем 2 трансформатора типа ТРДНС-32 000/35

Таблица 1.2 Технические данные трансформаторов и автотрансформаторов

1.3 Технико-экономическое сравнение двух вариантов подстанции Расчет потерь энергии в трансформаторах

I вариант Определяем потери энергии в автотрансформаторах: АОДЦТН-167 000/550/220:

(1.4)

(1.5)

(1.6)

(1.7)

где Квыг — коэффициент выгодности;

ДРк — потери мощности короткого замыкания для обмоток.

(1.8)

где ДРхх — потери мощности холостого хода, кВт, ДРк — потери мощности КЗ, кВт,

Smax — расчетная (максимальная) нагрузка автотрансформатора, МВА,

Sном — номинальная мощность автотрансформатора, МВА, Т — продолжительность работы автотрансформатора (Т = 8760ч).

ф — продолжительность максимальных потерь, ч Потери энергии в трансформаторах: ТРДН-32 000/220.

II вариант Потери энергии в автотрансформаторах: АОДЦТН-167 000/500/220.

Потери энергии в ТРДНС-32 000/35:

Суммарные потери активной энергии в I варианте:

кВт•ч.

Во II варианте: УДWаII=4 838 266+895395=5 733 661 кВт•ч Определяем годовые эксплуатационные издержки ИамI=сотчтыс.тг (1.9)

где Иам — годовые эксплуатационные издержки К — капиталовложения Ротч — отчисления на амортизацию и обслуживание, %

Таблица 1.3 Капитальные затраты

ИамII=0,078•267 920=20898тыс.тг.

Определяем стоимость потерь Рисунок 3 Главная схема первого варианта Рисунок 4 Главная схема второго варианта

ИпI=в · ?WI=1,15•6 027 861=6932040 тг/кВт· ч где в — стоимость 1 кВт· ч потерянной энергии ИпII=1,15•5 733 661=6593710 тг/ кВт ч Определяем приведенные затраты З=снК+И (1.10)

где сн — нормативный коэффициент экономической эффективности (Рн=0,12)

ЗI=0,12•287 520+22427+6932=63 861 тыс.тг.

ЗII=0,12•267 920+20898+6594=59 642 тыс.тг.

Второй вариант экономичнее первого на 7%. Дальнейший расчет производится по 2 варианту.

2. Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей, конструкции ОРУ-220 кВ, заземляющего устройства, схемы и трансформаторов собственных нужд

2.1 Расчет токов короткого замыкания Составляем схему замещения Рисунок 5 Схема замещения подстанции Определяем сопротивления схемы при базовой мощности Sб=1000 МВА и базовом напряжении равному среднему Uб=Uср.

Сопротивление системы:

(2.1)

где Sб — базовая мощность, МВА

Sном, с — номинальная мощность

— относительное сопротивление энергосистемы.

Сопротивление линии

(2.2)

где х0- удельное индуктивное сопротивление линии, Ом/км;

l — длина линии, км;

Uср — среднее напряжение в месте установки данного элемента, кВ.

Для автотрансформатора определяем напряжения короткого замыкания:

UКВ=0,5(UК, В-Н+UК, В-С-UК, С-Н)=0,5(35+11−21,5)=12,25% (2.3)

UКС=0,5(UК, В-С+UК, С-Н-UК, В-Н)=0,5(11+21,5−35)=-1,25?0% (2.4)

UКН=0,5(UК, С-Н+UК, В-Н-UК, В-С)=0,5(21,5+35−11)=22,75% (2.5)

Сопротивление обмоток высшего напряжения АТ:

(2.6)

Сопротивление обмоток среднего напряжения АТ:

хс=х8=х9=0, т.к. UКС=0.

Сопротивление обмоток низкого напряжения АТ:

(2.7)

Определяем сопротивления ТРДНС-32 000/35.

где UКВ=0,125 UКВ-Н=0,125· 12,7=1,59%

где UКН=0,175 UКВ-Н=0,175· 12,7=22,23%

Сворачиваем схему к точкам короткого замыкания.

х18=х16+х17=0,35+0,12=0,47

х22=х18+х19+х20+х21=0,47+0,76+0,25+6,95=8,43

Определяем начальное значение периодической составляющей тока К. З:

а) в точке К-1

кА (2.8)

где Iб — базовый ток, кА

кА (2.9)

где — ЭДС источника, о.е.

б) в точке К-2

кА

кА в) в точке К-3

кА

кА Определяем ударный ток:

К-1 кА Куд=1,85

где ky — ударный коэффициент;

К-2 kуд=1,717 кА К-3 kуд=1,82 кА

Определяем апериодические и периодические составляющие токов К.З.:

а) в точке К-1

ф=tСВ+tР.З.=0,025+0,01=0,035 с где tСВ — собственное время выключателя, с

tР.З. — время действия релейной защиты, с ф — расчетное время, с Та=0,06с Та — постоянное время затухания, с Т.к. система бесконечна, то

кА (2.10)

кА б) в точке К-2

Та=0,03 с ф=tСВ+tР.З.=0,025+0,01=0,035 с

кА в) в точке К-3

Та=0,05 с

ф=tСВ+tР.З.=0,06+0,01=0,07 с

с.

кА Определим тепловой импульс квадратичного тока КЗ а) в точке К-1

кА2•с

tоткл=tрз+tОВ=0,1+0,04=0,14с.

б) в точке К-2

кА2•с

tоткл= tОВ+tрз=0,1+0,04=0,14 с.

в) в точке К-3

кА2•с

tоткл=tрз+tОВ=0,1+0,075=0,175 с.

Таблица 2.1 Значения токов короткого замыкания

2.2 Выбор выключателей и разъединителей Выбор выключателей и разъединителей на 500 кВ приведен в таблице 2.2.

Таблица 2.2 Расчетные и каталожные данные выключателя и разъединителя 500 кВ

=502•2 =5000 кА2•с — для выключателей;

=632•2 =7938 кА2•с — для разъединителей;

Iтер — ток термической стойкости, кА;

tтер — время протекания тока термической стойкости, с.

А (2.11)

кА Где

iа, ном — номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ф, кА;

вн — нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %.

б) на 220 кВ

А

кА Вк==562•2=9408 кА2•с Вк=402•3=4800 кА2•с Таблица 2.3 Расчетные и каталожные данные выключателя и разъединителя на 220 кВ

в) на 10 кВ

А (2.12)

Где

Sнагр — наибольшая мощность потребителей, присоединенных к линиям

Imax=2 •Iном=2 •617=1234 А

кА Вк==202•4=1600 кА2•с Вк== кА2•с Таблица 2.4 Расчетная и каталожные данные

2.3 Выбор сборных шин Выбор сборных шин на 10 кВ Выбираем жесткие шины прямоугольного сечения, окрашена полоса 80×8 мм2, Iдоп=1320 А

Iдоп =1320 А > Imax =1234 А Проверка сборных шин на термическую стойкость

мм2 < F=640 мм2 (2.13)

где С — для алюминия С=91

Проверка на механическую стойкость проводится по условию:

(2.14)

где урасч и удоп — допустимое расчетное и механическое напряжение в материале шин, МПа

(2.15)

где l — длина пролета, м;

а — расстояние между фазами, м;

W — момент сопротивления, см³.

Для шин, расположенных плашмя

(2.16)

Где

b и h — размеры шины

см³

МПа Для алюминия удоп=40 МПа Поэтому шины будут механически прочными Выбор сборных шин 220 кВ По условию нагрева принимаем два провода в фазе АС-500/27

Imax =1763 А < Iдоп=2· 960=1920 А Проверка на термическую стойкость:

мм2 < F=1000 мм2

Проверка на коронный разряд:

кВ/см (2.17)

где Е0 — начальное значение напряженности электрического поля, кВ/см;

m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода;

r0 — радиус провода, см.

кВ/см (2.18)

где К — коэффициент,

а — шаг расцепления, см

rэкв — эквивалентный радиус, см

см где n — число проводов в фазе, шт Е — напряженность электрического поля;

U — линейное напряжение;

Дср — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз.

Условия проверки: 1,07Е? 0,9Е0.

1,07•16,72=17,89 кВ/см < 0,9· 30,97=27,87 кВ/см Таким образом, провод 2хАС 500/27 по условиям короны проходит. Проверка на схлестывание не производится, т.к.

In, о=5,35 кА< 20 кА Выбор сборных шин 500 кВ По условию коронного разряда выбираем 3хАС-500/27 в фазе

Iдоп 3· 960=2880 А > Imax =811 А

мм2? F=1500 мм2

Проверка на корону

r0=1,47 см.

см

кВ/см

кВ/см.

Условия проверки:

1,07· 23,61=25,3 кВ/см < 0,9· 30,97=27,87 к.

1,07•13,3=14,2? 0,9•31,7=28,53.

Таким образом, провод 3хАС 500/27 по условиям короны проходит. Проверка на схлестывание не производится, т.к.

In, о=3,21 кА< 20 кА.

2.4 Выбор токопроводов Выбор гибких токопроводов на 10 кВ Токопроводы выбираем по экономической плотности тока:

мм2 (2.19)

где Iнорм — ток нормального режима, А

Jэ — экономическая плотность тока, А/мм²

Выбираем АС-600/72

Проверка сечения на нагрев:

Imax =1234 А? Iдоп = 1050 А Выбранное сечение не проходит на нагрев.

Выбираем 2хАС-300/48

Iдоп=690•2=1380 А Проверка сечения на термическое действие токов КЗ.

Выбор гибких токопроводов на 220 кВ

мм2

А (2.20)

Выбираем 2хАС-400/22;

Iдоп=830А Проверка сечения на нагрев:

Imax? Iдоп: Imax=1763А

Выбираем 2хАС-500/27;

Iдоп=2•960=1920А Проверка сечения на термическое действие токов КЗ.

мм²? q=100 мм2

Выбор гибких токопроводов на 500 кВ По условию коронного разряда выбираем 3хАС-500/27

2.5 Выбор изоляторов на 10 кВ Выбор изоляторов производится по условиям:

1) по номинальному напряжению:

Uуст?Uном;

2) по допустимой нагрузке Fрасч? Fдоп.

Н (2.21)

Принимаем изолятор типа: ИО-10−3,75IУЗ

Fдоп=0,6•Fразр=0,6•3750=2250 Н (2.22)

Fрасч=kn•Fu=1•114=114 Н где FИ — максимальная сила действующая на изгиб;

а — расстояние между фазами (а=0,8 м);

Fразр — разрушающая нагрузка на изолятор;

Fдоп — допустимая нагрузка на головку изолятора;

Kn — поправочный коэффициент на высоту шин.

Проверяем изолятор на механическую прочность.

Fрасч=114 Н < Fдоп=2250 Н.

Выбираем проходной изолятор на 10 кВ.

1) по номинальному напряжению

Uуст=Uном, Uном=10 кВ.

2) по току Imax=1234 А? Iном=1500 А.

3) по допустимой нагрузке Изолятор типа: ИП-10/1500−400 У, ХЛ, Т2

Fрасч=0,5•Fu=0,5•114=57 Н

Fдоп=0,6•Fразр=0,6•4000=2400 Н

Fрасч=57 Н < Fдоп=2400 Н.

2.6 Выбор измерительных трансформаторов Выбор ТТ на 10 кВ в цепи ТРДНС-32 000/35

Выбираем ТПОЛ-10-УЗ

Таблица 2.5 Расчетные и каталожные данные

Iдин=45•1,5•=95,2кА Выбор измерительных приборов ТТ- 10 кВ в таблице 2.6

Таблица 2.6 Вторичная нагрузка ТТ

Прибор

Ом (2.23)

Ом где rприб — общее сопротивление проводов

rпр — допустимое сопротивление проводов

rк — переходное сопротивление контактов

Ом (2.24)

мм²

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 6 мм².

Выбираем ТТ на 220 кВ в цепи автотрансформатора Таблица 2.7 Расчетные данные и каталожные данные ТФЗМ 220-У1

Вторичная нагрузка трансформатора тока аналогична ТТ-10 кВ и приведена в таблице 2.6

Z2ном ==1,2 Ом

Ом

мм²

Ом.

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

Выбор ТТ на 500 кВ в цепи ВН автотрансформатора.

Таблица 2.8 Расчетные данные и каталожные данные ТФУМ 500-У1

Выбор измерительных приборов ТТ-500кВ Таблица 2.9 Вторичная нагрузка ТТ

Z2ном =Ом

Ом

мм²

Ом.

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

Выбор трансформатора напряжения на 10 кВ.

Таблица 2.10 Расчетные и каталожные данные

В•А Принимаем к установке 3хНОМ-10−66

Sном=3•75=225 В•А>S2?=191 В•А Таблица 2.11 Выбор измерительных приборов на 10 кВ

Для соединения ТН с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм² по условию механической прочности.

Выбор трансформатора напряжения на 220 кВ Таблица 2.12 Расчетные и каталожные данные

Принимаем к установке трансформатор типа: НКФ-220−58

В•А из таблицы 2.13

S2?=111,5 В•А < Sном=400 В•А Таблица 2.13 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 220 кВ

Выбор трансформатора напряжения на 500 кВ Таблица 2.14 Расчетные и каталожные данные ТТ-500 кВ

Таблица 2.15 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 500 кВ

2.7 Выбор электрических аппаратов по номинальным параметрам По номинальным параметрам выбираем на напряжение 35 кВ.

Определяем максимальный ток:

А где — перспективная нагрузка на стороне НН автотрансформатора Принимаем к установке:

Выключатель: ВВУ-35−40

Uном=35 кВ; Iном=2000 А;

Разъединитель: РДЗ-35/2000;

Uном=35 кВ; Iном=2000А;

Трансформатор тока: ТФЗМ 35-У1

Uном=35 кВ; Iном=2000А;

Трансформатор напряжения: ЗНОЛ-35

Uном=35; Sном=150 В•А

2.8 Конструкция ОРУ-220 кВ Распределительные устройства, расположенные на открытом воздухе называются открытым распределительным устройством.

ОРУ должны обеспечивать надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.

На ОРУ-220 кВ расположены разъединители обходной системы шин, конденсатор связи, заградитель, линейные и шинные разъединителей, силовые воздушные выключатели и шинные опоры, опорные изоляторы, разъединители шинных аппаратов, трансформаторы напряжения, разрядники. Каждый полюс шинных разъединителей второй системы шин расположен под проводами соответствующей фазы сборных шин. Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель. Рассмотренные разъединители имеют пополюсное управление.

Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминевым проводом, марки Ас-500/27 два провода в фазе. Линейные и шинные порталы и все опоры под аппаратами — стандартные, железобетонные. Общая площадь ОРУ-220 кВ 130×90м2 и выполнена с учетом расширения. Все аппараты ОРУ располагаются на невысоких основаниях, что облегчает их ремонт. Для безопасности обслуживания блоки имеют сетчатое ограждение.

2.9 Выбор трансформаторов и схемы собственных нужд Выбор рода оперативного тока. Потребители энергии постоянного тока На крупных подстанциях необходима установка постоянного тока с аккумуляторными батареями для питания цепей управления, сигнализации, автоматики, аварийного освещения, а также электроснабжения наиболее ответственных механизмов собственных нужд, которые обеспечивают сохранение оборудования в работоспособном состоянии.

Всех потребителей энергии, получающих питание от аккумуляторной батареи, можно разделить на следующие три группы:

— постоянно включенная нагрузка. Сюда относятся аппараты устройств управления, блокировки, сигнализации и релейной защиты, а также постоянно включенная часть аварийного освещения;

— временная нагрузка, появляющаяся при исчезновении переменного тока во время аварийного освещения;

— кратковременная нагрузка — длительностью не более 5 с. Такая нагрузка создается токами включения и отключения приводов выключателей и автоматов, а также пусковыми токами электродвигателей и токами нагрузки аппаратов управления, блокировки, сигнализации и релейной защиты, кратковременно обтекаемых током.

Выбор трансформаторов и схемы электроснабжения собственных нужд Определяем нагрузку потребителей собственных нужд Таблица 2.16 Нагрузка собственных нужд подстанции

кВА (2.25)

где kс — коэффициент спроса учитывающий коэффициент одновременности и загрузки, (kс=0,8)

Sтр кВ•А (2.26)

kп — коэффициент допустимой аварийной нагрузки (kп=1,4)

Принимаем 2 трансформатора ТМ-630 кВА.

Рисунок 6 Схема питания потребителей с.н. подстанции Так как на подстанциях с воздушными выключателями применяется постоянный оперативный ток, то трансформаторы собственных нужд подстанции присоединяем со стороны ВН к шинам 10 кВ.

Список литературы

подстанция трансформатор заземляющий электрический

1. Л. Д. Рожкова, В. С. Кузьмин. «Электрооборудование станций и подстанций» Москва энергоатомиздат, 1987 г.

2. В. А. Боровиков, В. К. Косарев. «Электрические сети энерготехнических систем». 3-е издание переработанное, М. Энергия, 1977 г.

3. Руководящие Указания по релейной защите. «Защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов» Составлено Всесоюзным Государственным проектным институтом «Теплоэлектропроект», 1962 г.

4. Правила устройства электроустановок" 6-е издание переработанное и дополненное, 198

5. Неклепаев. «Справочник для проектирования станций и подстанций» .- 3-е издание М. Энергоатомиздат, 1980 г.

6. Методические указания по расчету технико-экономических показателей работы электрических сетей и выбору оптимального варианта электрических сетей к курсовому и дипломному проектированию.