Проектирование понижающей подстанции с одним питающим (высшим) и двумя потребительскими напряжениями, к шинам которых подключены нагрузки

КУРСОВАЯ РАБОТА

по проектированию понижающей подстанции с одним питающим (высшим) и двумя потребительскими напряжениями, к шинам которых подключены нагрузки.

Вариант №19

Исходные данные

Система

Потребители среднего напряжения

Потребителинизшего напряжения

Тип графика нагрузки по прил. 3

Тип ПС

Место строительства ПС

Напряжение

Число ЛЭП связи с системой

Длина ЛЭП

Мощность КЗ на шинах системы

Количество отходящих от ПС ЛЭП

Транзитная мощность

Напряжение

Число потребителей

Максимальная активная мощность одной ЛЭП

Коэффициент мощности

Коэффициент одновременности

Доля потребителей 3 категории

Напряжение

Число потребителей

Максимальная активная мощность одной ЛЭП

Коэффициент мощности

Коэффициент одновременности

Доля потребителей 3 категории

ккВ

шшт.

ккм

ММВА

шшт.

ММВт

ккВ

шшт.

ММВт

Оо..е.

ккВ

шшт.

ММВТ

Оо..е.

110

2000

---

0,85

0,7

0,3

6,3

0,8

0,85

0,7

0,3

тупик

Кемерово

Спроектировать понижающую подстанцию с одним питающим (высшим - ВН) и двумя потребительскими напряжениями, к шинам которых подключены нагрузки.

Необходимо решить следующие задачи:

разработать схему типовой понижающей ПС;
выбрать число и мощность трансформаторов (автотрансформаторов - АТ);
рассчитать токи КЗ на всех сторонах трансформатора;
выбрать выключатели и разъединители во всех РУ;
выбрать измерительные трансформаторы на стороне среднего напряжения:
а) тока - в цепи отходящей линии;
б) напряжения – на сборных шинах;
при необходимости ограничения токов КЗ на стороне низшего напряжения выбрать реактор в цепи трансформатора;
выбрать токопроводы в цепи трансформатора на сторонах НН и СН;
выбрать сборные шины в РУ СН;
выбрать кабель в цепи отходящей линии на низшем напряжении;
изобразить главную схему электрических соединений ПС с указанием на ней выбранных аппаратов, а также трансформаторов тока (ТТ - ТА), трансформаторов напряжения (ТН - ТУ), заземляющих ножей, ограничителей перенапряжения.

Поставленные задачи должны решаться с учетом требований ПУЭ [1], рекомендаций [2], типовых решений [3] и других нормативных документов.

Главная схема подстанции должна быть изображена с учетом требований ГОСТ. Схема вычерчивается на бумаге формата не менее 3 в карандашном исполнении или с использованием компьютерной техники.

Исходные данные выдаются студентам индивидуально в соответствии с приведенной таблицей (прил. 2 и 3).

График нагрузок на стороне среднего напряжения следует принять двухступенчатым (с 8 до 18 ч – 100%, остальное время – 65% от максимума). График нагрузок на стороне НН находится по прил.2 в соответствии с заданием.

Примерная структурная схема подстанции.

На проектируемой ПС используются два трансформатора, так как высшее и среднее напряжения относятся к сетям с эффективно заземлённой нейтралью.

Выбор мощности трансформаторов.

Мощность трансформатора выбирается на основании суточного графика загрузки трансформатора полной мощностью Sв нормальном режиме (систематическая нагрузка), когда оба трансформатора находятся в работе, и в аварийном режиме, когда один трансформатор отключён. Мощность трансформатора выбирается по наиболее загруженной его стороне, т.е. стороне высшего напряжения. Следовательно, предварительно необходимо построить суточный график загрузки этой стороны трансформатора в нормальном и аварийном режимах. Эти графики находятся путём суммирования по часам суток нагрузок на сторонах среднего и низшего напряжений.

Найдём максимальную нагрузку со стороны среднего напряжения:

Sснmax = Sснmax=

Эта нагрузка при нормальном режиме работы распределяется между двумя трансформаторами и равна половине нагрузки на средней стороне:

Sснmax 1T = 98,8 / 2 = 49,4МВА

Суточный график нагрузки на стороне среднего напряжения двухступенчатый:

с 0 до 8 часов – 65%, с 8 до 18 часов – 100% и с 18 до 24 часов – 65%.

Находим суточную загрузку со стороны среднего напряжения по мощностям:

Sсн0-8 – 49,4*65/100= 32 МВА

Sсн8-18–49,4*100/100= 49,4 МВА

Sсн18-24 – 49,4*65/100= 32 МВА

Найдём максимальную нагрузку со стороны низкого напряжения:

Sннmax= Sннmax=

Эта нагрузка при нормальном режиме работы распределяется между двумя трансформаторами и равна половине нагрузки на низкой стороне:

Sннmax 1T = 10,5 / 2 = 5,25 МВА

Суточный график нагрузки приведён в исходных данных приложение №4.

Находим суточную загрузку со стороны низкого напряжения по мощностям:

Sнн 0-4– 5,25*50/100 = 2,625 МВА

Sнн4-8 – 5,25*100/100 = 5,25 МВА

Sнн8-12–5,25*70/100 = 3,675 МВА

Sнн12-16 – 5,25*80/100 = 4,2 МВА

Sнн 16-20 – 5,25*60/100 = 3,15 МВА

Sнн20-24 – 5,25*50/100 = 2,625 МВА

Найдём загрузку высокой стороны для одного трансформатора при нормальном режиме работы. Для этого суммируем по часам суток графики нагрузки со стороны среднего и низкого напряжения.

Sвн 0-4 – 32 + 2,625 = 34,625 МВА

Sвн 4-8 – 32+5,25= 37,25 МВА

Sвн8-12– 49,4+ 3,675= 53,075 МВА

Sвн12-16- 49,4+ 4,2= 53,6 МВА

Sвн 16-18– 49,4+3,15=52,55 МВА

Sвн18-20– 32 +3,15 = 35,15 МВА

Sвн 18-20– 32 + 2,625 = 34,625 МВА

По полученным данным построим суточный график нагрузок на стороне высокого напряжения и выберем мощность трансформатора.

ВыбираемтрансформаторТДТН-63000/115/38,5/6,6

Начальную загрузку характеризует коэффициент К;

К ==

*0,75

После расчёта коэффициента К находится летняя (+18) эквивалентная температура окружающего воздуха для г.Кемерово по таблице [6, с.56, табл.1.36] и проводится оценка графика систематических нагрузок. Для выбранного трансформатора ТДТН-63000/115/38,5/6,6 норма максимально допустимых систематических и аварийных перегрузок равняется 1,4.

Для выбранного трансформатора производим его проверку на допустимость аварийных перегрузок, для этого находим максимальную нагрузку одного трансформатора при отключенном втором трансформаторе без учета потребителей 3 категории. Для этого складываем максимальные нагрузки со стороны среднего и низкого напряжений и умножаем на 0,8.

Sвн=(Sсн+Sнн)*0,8 Sвн=(98,8+10,5)*0,8=87,4 МВА

По полученным результатам строим суточный график работы трансформатора в аварийном режиме.

Sвн.ав.0-4=87,4*50/100=43,7 МВА

Sвн.ав.4-8=87,4*100/100= 87,4 МВА

Sвн.ав.8-12 = 87,4*70/100=61,2 МВА

Sвн.ав.12-16=87,4*80/100=69,9 МВА

Sвн.ав.16-20 = 87,4*60/100=52,44 МВА

Sвн.ав.20-24=87,4*50/100=43,7 МВА

Начальную загрузку характеризуют коэффициентом

К1==

*0,87

Коэффициент перегрузки предварительно находим по выражению

К'2=*1,38

Сравним полученное значение К2 с Кmax=,

так как К'2 > 0,9Кmax;1,38>0,9*1,38; 1,38>1,24,

то принимаем К2=К'2= 1,38

Расчёт токов короткого замыкания для выбора аппаратов

Расчет токов КЗ производится аналитически для начального момента КЗ, полагая систему мощности не ограниченной, а нагрузку на стороне низшего и среднего напряжений – обобщенной. В данной работе нагрузкой на стороне СН следует пренебречь ввиду отсутствия необходимых данных. При этом на стороне низшего напряжения параллельная работа трансформатора не допускается, т. е. секционные выключатели включается только при отключении питающего секцию трансформатора. В случае недопустимо большего тока КЗ на секции НН последовательно с обмоткой трансформатора включается токоограничивающий реактор.

Исходные данные: Тр-р ТДТН-63000/115/38,5/6,6; Sт ном =63МВА;

Uквн-сн= 17%; Uквн-нн= 18%; Uксн-нн= 7%; Sкзс=2000МВА;L - 20 км;

Sт н-н = 6,63МВА

Примем Sб=Sт ном = 63 МВА

Uб 110=115 кВ Iб 110==

Uб 35= 38,5 кВ Iб 35 ==

Uб 10 = 6,6 кВ Iб 10==

Для систем, связанных с шинами 110 – 500 кВ, ЭДС ЕСможно принять равной 1,0о.е., ЭДС обобщенной нагрузки – 0,85о.е.

Eс б===1о.е. Eнаг б= 0,85о.е.

Определим сопротивление системы в относительных единицах:

Xс==

Определим сопротивление линии в относительных единицах:

Xл===4 Ом ==0,019о.е.

Определим сопротивления обмоток трансформатора в относительных единицах:

X*тв=*(Uквн-сн%+Uк вн-нн% -Uк сн-нн %)=*(10,5%+17,5% - 6%) =0,07о.е.

X*тс=*(Uквн-сн%-Uквн-нн%+Uксн-нн%)=*(10,5%-17,5%+6%) = 0,03о.е

X*тн=*(-Uк вн-сн%+Uк вн-нн%+Uк сн-нн%)=*(- 10,5%+17,5%+6%)=0,03о.е.

Определим сопротивление нагрузки в относительных единицах:

X*наг б=== 3,33о.е.

Составим схему замещения, в которой все значения обозначим в относительных единицах.

Рассчитаем токи КЗ для точки К1.

Составим расчётную схему замещения для точки К1.

X*эк.с=X*с+X*л=0,0315+0,019 =0,0505о.е.

X*эк.наг=+++ =++ +=1,77о.е.

Рассчитаем ток КЗ в точке К1 со стороны системы:

Iкз к1с=== 6,27 кА

Рассчитаем ток КЗ в точке К1 со стороны нагрузки:

Iкз к1наг===0,152 кА.

Рассчитаем токи КЗ для точки К2.

Составим расчётную схему замещения для точки К2.

X*эк.с=X*с+X*л+=0,0315+0,019 +=0,1205о.е.

X*эк.наг= + +=++=1,7017о.е.

Рассчитаем ток КЗ в точке К2 со стороны системы:

Iкз к2с=== 7,8 кА

Рассчитаем ток КЗ в точке К2 со стороны нагрузки:

Iкз к2наг===0,4745 кА

Рассчитаем токи КЗ для точки К3.

Составим расчётную схему замещения для точки К3.

X*эк.наг=X*наг+X*н= 3,33+0,04 = 3,37о.е.

X*эк.с=X*с+X*л+= 0,0315+0,019 += 0,1205о.е.

X*эк.с-наг= +X*н=+0,04 =0,174о.е.

Eэк.с-наг=== 0,994о.е

Рассчитаем ток КЗ в точке К3 со стороны эквивалентной E:

Iкз к3с-наг===31,4 кА

Рассчитаем ток КЗ в точке К3 со стороны нагрузки:

Iкз к3наг===1,4 кА

Выбор оборудования ОРУ – 110 кВ

Выбор основного оборудования будем производить после выбора схемы

ОРУ – 110 кВ.

Применяем схему мостика на ОРУ – 110 кВпо следующим причинам:

Тип подстанции – тупиковая по стороне 110 кВ
Необходимость обеспечить надёжность в ремонтных режимах

В качестве выключателей 110 кВ применим элегазовый выключатель УЭТМ серии ВГТ.

В качестве разъединителей применим разъединители РНД – 110кВ с моторным приводом.

Условия выбора и проверки	ВГТ – 110II – 40/2000	РНД – 110/1000
Номинальное напряжение сети Uном=110 кВ	Uвуст= 110кВ Uвуст= Uном	Uруст= 110кВ Uруст= Uном
Номинальный рабочий ток Iнб=	Iвном= 2000А Iвном>Iнб	Iрном=1600А Iрном>Iнб
Отключение симметричного трёхфазного тока кзI(з) по=6,27 + 0,152 = 6,4 кА (Суммированная составляющая тока кз от системы и нагрузки)	Iоткл= 40 кА Iоткл>I(з)по
Отключение апериодической составляющей тока кз Приближённо находим эквивалентную постоянную времени . Ударный ток со стороны системы iсуд=IспоКсуд, где Ксуд, = 1,72 (табл. 3.8) iсуд=6,4*1,72 = 15,4кА Со стороны нагрузки ударный ток не рассчитываем, т.к. значение тока кз со стороны нагрузки несоизмеримо мало по сравнению с токами кз со стороны системы. Поэтому. = 0,03с , где ,=0,01+0,035 =0,045с - собственное время отключения = 0,98кА	=40% = ==22,56кА >
Динамическая стойкость iсуд = 15,4кА	=102кА >	=102 А>
Термическая стойкость Вк=) = 0,1с Вк= 6,42(0,1+ 0,03) = 5,3кА2с	= 4023 = 4800кА2с >Вк	= 402* 3 = 4800кА2с = 4021=1600кА2*с >Вк >Вк

Выбор ошиновки ОРУ – 110 кВ

В качестве ошиновки ОРУ – 110кВ применим провод марки АС.

Выбор гибкой ошиновки производим по Iнб; Iнб= 459А.

Выбираем провод АС-240/32 =605А.

Проверяемвыбранное сечение на термическое действие токов.

qmin===17мм2

На электродинамическое действие токов кз проверяется гибкая связь ошиновки РУ в том случае, если 20 кА и 50 кА.

В данном случае такую проверку не проводим.

Выбор трансформаторов напряжения.

При выбранной схеме ОРУ – 110 кВ используются по одному ТН на каждой секции шин.

Выбор ТН проводим по напряжению, а затем его проверяем по вторичной нагрузке и соответствие нужному классу напряжения.

Выбираем ТН НКФ – 110-58. Номинальная мощность в классе 0,5=400ВА. Примем, что в качестве вторичной нагрузки ТН:

- 6 счётчиков с =1,5Вт;

- 6 вольтметров с =2ВА;

- 6 ваттметров с =10ВА и

- 6 варметров с =10ВА.

Получим Sпотр=6*1,5+6*2+6*10+6*10=141ВА <.

Трансформатор напряжения будет работать в требуемом классе точности.

Выбор трансформаторов тока 110кВ,

ТТ выбираем встроенные в выключатель. Для точности расчётов показаний необходимо чтобы номинальное значение тока первичной обмотки было как можно ближе к значению тока в нормальном режиме.

Однако расчетном значением при выборе ТТ является аварийный режим.

Присоединение	Расчетный ток А	(первичный ток) А
Выключатель питающей линии	459	800
Обходной выключатель	459	800
Выключатель трансформатора по стороне 35 кВ	== 1440А	2000
Шиносоединительный выключатель	459	800

Выбор оборудования РУ – 35кВ(12шт)

Применяем схему ОРУ – 35кВ две рабочие с обходной системой шин.

В качестве выключателей применяем воздушные выключатели

ВВУ -35А-40/2000У1, разъединители серии РНД – 35/2000У1

Условия выбора и проверки	ВГТ – 35II – 50/3150	РНД – 35/2000
Номинальное напряжение сети Uном = 35кВ	Uвуст= 35кВUвуст= Uном	Uруст= 35кВ Uруст= Uном
Номинальный рабочий ток Iнб=	Iвном= 3150А Iвном>Iнб	Iрном= 2000А Iрном>Iнб
Отключение симметричного составляющего тока кз I(з)по=7,8 + 0,474 = 8,2кА (учли обе составляющие тока кз, хотя током кз от нагрузки можно пренебречь)	Iоткл= 40 кА Iоткл>I(з)по
Отключение апериодической составляющей тока кз При расчете эквивалентной постоянной времени пренебрегаем составляющей тока от нагрузки, тогда Таэ = , где x1=xc+xл = 0,0315 + 0,038 = 0,07о.е Та1 = 0,3с Та2= 0,127с (таблица 6.2 Ульянов) Таэ= = = 0,01+0,035 = 0,045с = 8,1кА	=40% = = = 22,56кА >
Динамическая стойкость , ==2,078,22,07 = 23,7кА	= 102кА >	= 102кА >
Термическая стойкость Вк= ) = 0,2 с Вк= 8,22(0,2 + 0,05) = 16,8кА2с	= 4023 = 4800кА2с >Вк	= 4023 = 4800кА2с = 4021 = 1600кА2с >Вк>Вк

Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока 35кВ применяем встроенные в выключатель.

Присоединение	Расчетный ток А	(первичный ток) А
Вводный выключатель ТВ по стороне 35кВ	1631	2000
Выключатель отходящей линии	= 99	600
Обходной выключатель	1631	2000
Шиносоединительный выключатель	1631	2000

Выбор ошиновки ОРУ – 35кВ

Наибольший рабочий ток Iнб = 1631 А.

Выбираем провод АС – 700 с количеством проводов в фазе – 2.

= 1800 А ; = 1800 А

Выбор оборудования ЗРУ – 6 кВ(16шт)

В качестве ячеек КРУ – 10 кВ применяем ячейки К – 63 и К – 61М «Электрощит» г. Самара с вакуумными выключателями ВВ/ТЕL – 6/10 « Таврида Электрик»

Условия выбора и проверки

Вводная ячейка К-61М

Линейная ячейка К-63

Номинальное напряжение Uном= 6 кВ

Uуст = 6кВ Uв = 6кВ,

где Uв – напряжение номинальное выключателя

Uуст , Uв = Uном

Uуст = 6кВ Uв = 6кВ

Наибольший рабочий ток: вводная ячейка –

= == 578,5А

- линейная ячейка:

== = 91А

- номинальный ток главных цепей и соответственно номинальный ток выключателя

= 3150А

Номинальный ток сборных шин

= 3150А

- номинальный ток главных цепей и соответственно номинальный ток выключателя

= 630А

Номинальный ток сборных шин

= 3150А

Отключение симметричного тока кз

= 31,4 + 1,4 = 32,8кА

(учли ток кз от системной нагрузки)

= 40кА

Отключение ассиметричного тока кз.

Находим эквивалентную постоянную времени (приближённо)

где - постоянная времени, берём из расчёта ударного тока при кз на стороне 35кВ

(Ульянов)

= 0,5+0,06 = 0,56с

= 30%

= = = *0,3*40 = 17 кА

= 30%

== = *0,3*40 = 17 кА

Динамическая устойчивость

= ,

= = = = 1,4

= *32,8*1,4 = 64,3кА

= 128кА

= 81кА

Термическая устойчивость

= , где = 1с

= 32,82 *(1 + 0,002) = 1077кА2*с

Выбор ошиновки от вводов Т 6 кВ до вводной ячейки в ЗРУ – 6 кВ

В качестве ошиновки используем полосовую медную шину = 578,5 А,

выбираем шину 60Х6 с двумя полосами на фазу. = 1740 А (взят с учётом развития) >

Проверяем на термическую стойкость.

qmin= = = 196,5<qэкв= 2*120

Проверяем на динамическую стойкость

= - для медных шин, если полученная частота будет больше 200 Гц, то тогда не надо будет проводить специальный механический расчет

J = = = 0,01

= = 5555,5Гц

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Правила устройства электроустановок (ПУЭ)
СХЕМЫ принципиальные электрические распределительных устройств подстанций напряжением 35 – 750 кВ. Типовые решения. ОАО «ФСК ЕЭС». 2007.
Васильев А.А. и др. Электрическая часть станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат,1990.
Рожкова Л.Н., Козулин Д.Е. Электрические станции и подстанции. - М.: Энергоатомиздат, 1987.
Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки: ГОСТ 14209-85. – М., 1987.
Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергоатомиздат, 1989.
Лисовский Г.С., Хейфиц М.Э. Главные схемы и электротехническое оборудование подстанций 35-750 кВ. – М:. «Энергия», 1977.
Ключенович В. И. Выключатели переменного тока высокого напряжения. Рекомендации по выбору и справочные данные. Методическое пособие к курсовому и дипломному проектированию, №2839. – Новосибирск.: НГТУ, 2004.

Проектирование понижающей подстанции с одним питающим (высшим) и двумя потребительскими напряжениями, к шинам которых подключены нагрузки