Учебная работа. Проектирование подстанции 220/110/10 кВ

Учебная работа. Проектирование подстанции 220/110/10 кВ

Расчетное задание на курсовой проект

электронный подстанция заземляющий трансформатор

Подстанция 220/110/10 кВ

№вар

Подстанция U, кВ

Напряжения U, кВ

Номер, число линий L — n

Мощность полосы, Рл, МВт

Рmax, МВт

Рmin, МВт

Cos

Мощ ность КЗ Sкз, МВА

8

220/110/10

110

10

L1 — 4

L2 -6

8

12

32

72

25

65

0,87

0,89

1000

Длина полосы L,км

61

Длина полосы L,км

112

Длина полосы L,км

2,8

Содержание

Введение

1. Обоснование выбора схем электронных соединений подстанции

2. Технико-экономический расчет

3. Расчет электронных нагрузок подстанции

3.1 Выбор трансформатора (автотрансформатора)

3.2 Расчёт утрат электроэнергии для 2-ух вариантов

4. Расчет токов недлинного замыкания

4.1 Схемы: расчетная, замещения

4.2 Определение характеристик схемы замещения

4.3 Преобразование схемы замещения

4.4 Расчет токов недлинного замыкания

5. Выбор оборудования

5.1 Выбор реактора

5.2 Выбор выключателей

5.3 Выбор твердых шин

5.4 Выбор измерительных трансформаторов

6. Расчет заземляющего устройства

Перечень применяемой литературы

Введение

Обширно известные достоинства энергетических систем и их объединение в ЕЭС приобретает особо огромное

В сетях 220 кВ и выше зарядная мощность линий играет огромную роль в общем, балансе реактивной мощности энергосистемы.

При всем этом воздействие зарядной мощности очень колеблется зависимо от перегрузки сети. В больших энергосистемах в часы максимума дневной перегрузки удельный вес зарядной мощности составляет 17-25%, а в часы минимума перегрузки — резко растет, достигая в отдельных энергосистемах 50-60%.

Большущая земля, неравномерное распределение по ней энергетических ресурсов и, в индивидуальности бедность аква ресурсами богатых минеральными ископаемыми районов, делают в ряде всевозможных случаев неблагоприятные в отношении энергетической базы условия для размещения объектов близь источников минерального сырья.

ЕЭС, обхватывающая своими сетями фактически всю заселенную часть местности республики, дозволяет более действенным методом пичкать эл. энергией и с/х.

Сети ЕЭС республики вроде бы сглаживают неравномерное распределение энергетических и аква ресурсов, ставя потребителей независимо от их территориального положения в однообразные в энергетическом отношении условия.

В конце концов. ЕЭС дозволяет организовать оптимальный обмен энергией с энергосистемами примыкающих республик и районов страны.

1. Обоснование выбора схем электронных соединений подстанции

На базе начальных данных предусматриваются два варианта структурных схем.

На базе технико-экономического расчета прошел вариант №1.

Согласно НТППП на стороне напряжения 220 кВ принимаем схему четырехугольника. На открытом распределительном устройстве (ОРУ) предусмотрена установка оборудования: выключатель, разъединитель, трансформатор тока, трансформатор напряжения, ошиновка.

Согласно НТППП на стороне напряжения 110 кВ принимаем схему «две системы сборных шин» с обходной системой сборных шин не секционированная (количество присоединений 4 шт.). На ОРУ предусмотрена установка оборудования: выключатель, разъединитель, трансформатор тока, трансформатор напряжения, ошиновка.

Согласно НТППП на стороне напряжения 10 кВ принимаем схему «две системы сборных шин» секционированные выключателем (количество присоединений 6 шт.). QВ отключен и находится на АВР. Все выключатели размещены в ячейках КРУ на выдвижных элементах. В цепи QВ предусмотрен шинный разъем для ремонта трансформатора тока.

Для электронной связи меж шинами разных напряжений (220;110;10 кВ) применяем автотрансформаторы типа:

АТДЦТН — 125000/110/10 с Sном =125 МВА.

В электронной схеме напряжением 220 — 110 кВ с режимом работы отлично заземленной нейтрали принимаем защитные меры по электробезопасности: заземление, 2. Технико-экономический расчет

1 Вариант

2 вариант

3. Расчет электронных нагрузок подстанции

Полные мощности подстанции.

SнСН =

SнНН =

SнВН = SНСН +SННН=36,8+80,9=117,7

Реактивные мощности подстанции

QMCH =

QMHH =

Расчет графика перегрузки.

Построение графика перегрузки для мощностей подстанции.

Энергия зимних суток.

Wзссн=Р1Чt1+Р2Чt2+Р3Чt3=19,2Ч8+28,8Ч12+16Ч4=153,6+345,6+64=563,2 МВтч

Wзснн =Р1Чt1+ Р2Чt2+ Р3Чt3 = 36Ч6+72Ч12+43,2Ч6= 1339,2 МВтч

Энергия летних суток

Wлссн = Р4Чt4+ Р5Чt5+ Р6Чt6=16Ч4+32Ч6+19,8Ч4= 224+192+79,2=495,2 МВтч

Wлснн=Р4Чt4+Р5Чt5+Р6Чt6=28,8Ч6+43,2Ч8+21,6Ч10=172,8+345,6+216=734,4МВтч

Энергия потребленная за год.

Wгод = Wзс Ч Nз + Wлс Ч Nл

Wгодсн = 563,2 Ч 213 + 495,2 Ч 152 = 195232 МВтч

Wгоднн = 1339,2 Ч 213 + 734,4 Ч 152 = 396878,4 МВтч

время максимума употребления перегрузки

Тмсн = ч

ТмНН =ч

Тмвн=

время наибольших утрат.

Время наибольших утрат энергии — рассчитывается, за год на любом напряжении. Годичная длительность времени утрат принимается календарная Т=8760 часов

, час

для всякого напряжения свое время наибольших утрат

ф СН==

ф НН = =

ф ВН = =

3.1 Выбор трансформатора (автотрансформатора)

Мощность автотрансформатора определяется его перегрузкой и определяется как

S Н.ТР . (0,7 — 0,65) S М

для каждой ступени напряжения с учетом установки 2-ух трансформаторов.

Намечается два варианта схем подстанции, производится их технико-экономический расчет, на основании которого выбирается один из расчетных вариантов.

Характеристики избираемых трансформаторов оформляются в таблицу №1.

1 Вариант

Избираем автотрансформатор напряжением 220/110/10 кВ по номинальной мощности

Sн АТ =0,7 Ч SмВН = 0,7 Ч 117,7 = 82,4 МВ

2 Вариант

Избираем трансформатор напряжением 220/10 кВ по номинальной мощности

Sн тр =0,7 Ч Sмвн = 0,7 Ч 117,7=82,4 МВА

Избираем трансформатор напряжением 110/10 кВ по номинальной мощности

Sн тр =0,7 Ч Sмсн = 0,7 Ч 36,8=25,76 МВА

Таблица №1

Тип

Sном МВА

Напр обмоток

Утраты, кВт

Uк, %

Ix,%

Sнн , МВА

Ценатыс. тенге.

ВН

СН

НН

Рх

Рк

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

ВН

СН

ВН

СН

СН

НН

АТДЦТН

125

230

121

11

65

315

280

275

11

45

28

0,4

63

270

ТРДЦН

100

230

—

11

102

—

340

—

—

12,5

—

0,6

—

251

ТРДН

40

115

—

10,5

34

—

170

—

—

10,5

—

0,55

—

67

3.2 Расчёт утрат электроэнергии для 2-ух вариантов

Расчет утрат мощности Рк в автотрансформаторах по обмоткам

?РК,В = =кВт

?Р К,С = =кВт

?Р К,Н = =кВт

КВЫГ=

где

КВЫГ — коэффициент выгодности

Расчет утрат электроэнергии в трансформаторах

Мощности обмоток автотрансформатора при работе перегрузки

Sмв = Sмвн = 117,7 МВА

Sмс = Sмсн = 36,8 МВА

Sн =

Утраты энергии в автотрансформаторах по любому варианту — W

4. Расчет токов недлинного замыкания

4.1 Схемы: расчетная, замещения

Набросок 3.1

Набросок 3.2

4.2 Определение характеристик схемы замещения

Расчет проводим в относительных единицах, для этого принимаем базисную мощность Sб = 10000 МВА.

Энергосистема

Х1 = Sб/Sк.з. = 10000/10000= 1,0

Полосы электропередач

, где

Худ = 0,4 Ом/км

= длина полосы, согласно задания

Линия 220 кВ

Линия 110 кВ

Линия 10 кВ

По таблице 3.2 [1] для автотрансформатора

UтВ% = 0,5Ч(Uk В-Н% + Uk В-С% — Uk С-Н%) = 0,5Ч(45+11-28) = 14%

UтС% = 0,5Ч(Uk В-С% + Uk С-Н% — Uk В-Н%) = 0,5Ч(11+28-45) = -3<0

UтН% = 0,5Ч(Uk В-Н% + Uk С-Н% — Uk В-С%) = 0,5Ч(45+28-11) = 31%

Расчет сопротивлений производим в относительных единицах

Х6 =Х9 =

Х7 = Х10 = 0 потому что Uтс < 0

Х8 = Х11 =

Преобразуем схему относительно точки к.з. к виду, когда меж источниками питания и точкой к.з. остается одно сопротивление.

4.3 Преобразование схемы замещения

К1:

К2:

4.4 Расчет токов недлинного замыкания

ток базы

К1:

К2:

Исходная повторяющаяся составляющая тока к.з.

,

где Е*=1, дли питания от системы

К1: кА

К1: кА

Ударный ток к.з.

Где Ку = 1,85 — ударный коэффициент (Табл. 3.8, стр. 150.[1])

К1:

К2:

Апериодическая составляющая тока К.З.

,

где

Та — неизменная времени затухания апериодической составляющей

Та = 0,04 с, Та = 0,1 с, (Таблица 3.8 стр. 150 [1])

с

с

tрз =0,1 с — время быстродействия защиты

tсо =0,09 с — собственное время отключения выключателя на стороне 10 кВ

tсо =0,035 с — собственное время отключения выключателя на стороне 110 кВ

К1: кА

К2: кА

Повторяющаяся составляющая токов КЗ в момент отключения.

К1: кА

К2: кА

Термический импульс

К1:

К2:

где:- время отключения КЗ, требуемое для оценки тепловой стойкости аппаратов, определяемое по времени деяния главных релейных защит и полному времени отключения выключателей (приведено на рис. 3.62, стр.211 [1])

5. Выбор оборудования

5.1 Выбор реактора

Потому что тока отключения, предполагаемого выключателя выбор реактора на стороне 10 кВ не делается.

Int = 3,52 кА< Iоткл.ном = 20 кА.

5.2 Выбор выключателей

Выбор выключателя и разъединителя на стороне 110 кВ.

Рабочий ток:

А

Наибольший рабочий ток:

А

По Таблице П4.4 стр. 630 [1] и Таблице П4.1 стр. 627 [1] избираем выключатель им разъединитель, данные выбора сводим в таблицу 3.

Таблица 3.

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

Выключатель ВМТ-110Б-20

Разъединитель РДЗ-110

110 кВ

110 кВ

110 кВ

257,7 А

1000 А

1000 А

1,95 кА

20 кА

не делается

0,096 кА

7,07 кА

не делается

1,95 кА

20 кА

не делается

5,1кА

52 кА

80 кА

0,91

1200

2976,8

Каталожные данные:

-апериодическая составляющая тока К.З.

— тепловая стойкость выключателя

— тепловая стойкость разъединителя

Выбор выключателя на стороне 10 кВ.

Рабочий ток:

А

Наибольший рабочий ток:

По кВ, =5611,5 А по Таблице П 4.4 стр.630 [1] избираем выключатель , данные выбора сводим в таблицу 4.

Таблица 4. МГУ (Московский государственный университет имени М. В. Ломоносова)-20-90

Условия выбора

Расчетные данные

Каталожные данные

10 кВ

20 кВ

5611,5 А

6300 А

3,52 кА

90 кА

0,75 кА

25,4 кА

3,52 кА

105 кА

9,2 кА

300 кА

3,7

30276

Расчетные данные:

-апериодическая составляющая тока К.З.

— тепловая стойкость выключателя

5.3 Выбор твердых шин

Согласно ПУЭ п.1.3.28 твердые сборные шины и ошиновка в границах распределительных устройств по экономической плотности тока не выбираются, потому выбор делается по допустимому току.

Наибольший рабочий ток по п. 4.2 на стороне 10 кВ I Р.М. = 5611,5 А

По табл.П3.5 стр. 625 принимаем к установке шины коробчатого сечения дюралевые, окрашенные 2 (175 х 80 х8) мм2 сечением 2 х 2440 мм2, IДОП = 6430 А

С учетом поправочного коэффициента на среднемесячную температуру более горячего месяца +300С

IДОП = 0,94 •6430 =6044 А

где 0,94 — Таблица П3.8 стр. 628

IДОП =6044 А > I Р.М. = 5611,5 А

Ошиновка проходит по допустимому току.

Проверка сборных шин на тепловую стойкость.

Малое тепловое устойчивое сечение:

,

где

Вк = 3,7 — термический импульс тока К.З.

С = 91 таблица 3.14 стр.192

qМИН = 21,3 мм2 < qСТ = 2 х 2440мм2

Шины термически стойки.

Производим проверку на электродинамическую стойкость при маленьком замыкании

Принимаем, что шины размещены по верхушкам прямоугольного треугольника, тогда по табл. 4.3. стр. 227

где l=2 м — длина просвета

a=0,8 м — расстояние меж фазами

iУД = 9,2 кА = 9200 А — тока

Сторона 10 кВ:

По таблице П 4.5 стр. 632 [1] избираем трансформатор тока внутренней установки типа: ТШВ 15

Таблица 5

Тип

U, кВ

Ном. ток, А

Вариант исп.

обмоток

, Ом

Дин.

ст — ть

Термич.

ст — ть

,кА

Кд

Кт

, кА

tт, с

ТШВ 15

15

6000

5

0,2/10Р

0,6

81

—

—

20

3

Таблица 6

Условия выбора

Сопоставление данных

10 кВ

15 кВ

5611,5А

6000 А

9,2кА

81 кА

3,7

1200

=- тепловая стойкость трансформатора тока

Выбор контрольного кабеля на стороне 10 кВ

Согласно табл.4.1стр. 366 приборы, подключаемые во вторичную цепь: амперметр, ваттметр, варметр, счетчик активной и реактивной энергии.

Таблица 7

Наименование устройств

Тип устройств

Sобм, ВА

Перегрузка

А

В

С

Амперметр

Э — 335

0,5

0,5

—

—

Ваттметр

Д — 335

0,5

0,5

—

0,5

Варметр

Д — 335

0,5

0,5

—

0,5

Счетчик активной энергии

САЗ — И670

2,5

2,5

—

2,5

Счетчик реактивной энергии

СР4-И689

2,5

2,5

—

2,5

итого

6,5

—

6,0

Сечение контрольного кабеля избираем для более загруженной фазы ВА

Сопротивление устройств

Ом

Сопротивление контактов Zк = 0,1 Ом

Требуемое сопротивление соединительных проводов

Ом

Сечение контрольного кабеля определяется по формуле:

,

где

=м, для соединения измерительных трансформаторов тока в неполную звезду (стр. 375 ).

=

В качестве контрольного кабеля принимаем кабель марки АКВРГ- (24х4)

Выбор трансформатора напряжения на стороне 10 кВ.

Список устройств присоединенных во вторичную цепь измерительных трансформаторов приведены в таблице 4.11 стр. 362 .

Таблица 8. Таблица нагрузок

Наименование устройств

Тип устройства

Sобм., ВА

Кол-во обм.

Кол-во устройств

, ВА

Ввод 10 кВ

Ваттметр

Д — 335

1,5

2

1

3

Варметр

Д — 335

1,5

3

1

4,5

Счетчик активной энергии

САЗ — И670

2

2

1

4

Счетчик реактивной энергии

СР4 — И689

2

3

1

6

СШ — 10 кВ

Вольтметр

Э — 335

2

1

1

2

Полосы 10 кВ

Ваттметр

Д — 335

1,5

2

2

6

Варметр

Д — 335

1,5

3

2

9

ФИП

ФИП

3

1

1

3

Счетчик активной энергии

САЗ — И670

2

2

2

8

Счетчик реактивной энергии

СР4 — И689

2

3

2

12

Итого:

57,5

По табл. 5.13 стр. 337 избираем трансформатор напряжения типа: НТМИ — 10 — 66 УЗ ВА

Выбор трансформатора напряжения делается на самую загруженную шину.

6. Расчет заземляющего устройства

Согласно ПУЭ заземляющее устройство электроустановок сети с отлично заземленной нейтралью производится с учетом сопротивления Ом либо допустимого напряжения прикосновения.

Расчет по допустимому сопротивлению приводит к неоправданному перерасходу проводникового материала и трудозатрат при сооружении заземляющего устройства.

Опыт эксплуатации РУ 110 кВ и выше дозволяет перейти к нормированию напряжения прикосновения, а не величины сопротивления заземления Ом.

Непростой заземлитель заменяется расчетной квадратной моделью при условии равенства площадей S, общей длины горизонтальных проводников, глубины их заложения t, числа вертикальных заземлителей их длины глубины их заложения.

В расчетах мультислойный грунт представляется двухслойным, верхний шириной h1 с удельным сопротивлением , нижний h2 с удельным сопротивлением .

ПС 220/110/1

По таблице 7.3 стр. 592 .

Избираем грунт суглинок а

tоткл. выбирается из зон защиты стр. 211

Согласно зон защиты tоткл. 220; 110 — 0,2 с

110; 35 — 0,3 с

ток однофазного недлинного замыкания

кА

Площадь ОРУ

По таблице 6.1 стр. 514 избираем размеры ячеек.

Толщину верхнего слоя грунта принимаем равной 2 м. (h1 = 2 м)

Глубину заложения заземляющего устройства принимае равной 0,5 м. (м)

Длину вертикальных заземлителей принимаем равной 3 м. (м)

Расстояние меж вертикальными заземлителями и полосами принимаем равным 3 м. (а = 3 м).

Находим общую длину горизонтальных заземлителей

м

Находим коэффициент напряжения прикосновения

,

где

М — коэффициент, зависящий от дела удельного сопротивления грунтов стр. 598

— коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека принимаемой 1000 Ом и сопротивлению растекания тока от ступней человека

Rч = 1000 Ом

Определяем напряжение на заземлителе

В, где

Uпр.доп. = 400 В стр. 596

Находим допустимое сопротивление заземляющего устройства

Ом,

где

— ток, стекающий с заземлителя проектируемого заземляющего устройства при однофазном К.З.

Находим число вертикальных заземлителей

принимаем целое число 123 шт.

Находим общую длину вертикальных заземлителей

м

Находим относительную глубину заложения заземляющего устройства

Находим относительную толщину верхнего слоя

По таблице 7.6 стр. 600 находим относительное эквивалентное удельное сопротивление для сеток с вертикальными заземлителями.

Находим эквивалентное сопротивление грунта

Находим общее сопротивление сложного заземлителя

Ом

Находим напряжение прикосновение

В

Заземляющее устройство удовлетворяет условиям электробезопасности.

Перечень применяемой литературы

1. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. «Электрооборудование станций и подстанций». М. Энергоатомиздат 1987 г.

2. Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. «Электронная часть электростанций и подстанций».

3. ПУЭ
]]>