
- •2Электрическая часть
- •2.1Обработка графиков нагрузки
- •2.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на пс
- •2.3 Выбор схемы главных электрических соединений проектируемой подстанции
- •2.4 Расчет токов короткого замыкания
- •2.4.1 Параметры схемы замещения
- •2.4.2 Расчет тока короткого замыкания в точке к1
- •2.5 Выбор основного оборудования и токоведущих частей на стороне 110 кВ
- •2.5.1 Выбор разъединителей
- •2.5.2 Выбор выключателей
- •2.5.3 Выбор трансформаторов тока
- •2.5.4 Выбор токоведущих частей на стороне 110кВ
- •2.6 Выбор основного оборудования токоведущих частей на стороне 10 кВ
- •2.6.1 Выбор вводных выключателей
- •2.6.2 Выбор трансформатора напряжения
- •2.6.4 Выбор токоведущих частей на стороне 10кВ
- •2.6.5 Выбор сборных шин на стороне 10 кВ
- •Собственные нужды подстанции
- •3.Расчет заземляющего устройства
- •Расчет молнии защиты.
- •Список использованной литературы
1 ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЕКТИРУЕМОГО ОБЪЕКТА
Исходными данными для проектирования является подстанция 110/10.
Схема подключения подстанции представлена на рис 1.1.
Рисунок 1.1- Схема электроснабжения
Максимальная нагрузка ПС Рмах= 30 мВт, соsφ=0,90
Суточный график нагрузок на стороне 10 кВ представлен в таблице 1.1
Таблица 1.1- График нагрузки
Время суток,ч |
Активная нагрузка,% |
|
Зима |
Лето |
|
0-6 |
60 |
40 |
6-12 |
100 |
60 |
12-18 |
90 |
60 |
18-24 |
80 |
40 |
Количество отходящих линий на стороне 10 кВ-10.
Категории надежности электроснабжения у потребителей: I-15%,II-25%,III-60%.
Генераторы ТЭЦ:
-тип генератора ТВФ-100-2;
-номинальная мощность Рном=100МВт; -номинальная полная мощность Sном=117,5 М ВА; коэффициент мощности соsφ=0,85; -генераторное напряжение Uном=10,5кВ; сопротивление генератора Хd=0,183 о.е. Блочные трансформаторыс номинальной мощностью
Sном т= 125 МВА, uкз = 10,5%. -Система:Sc=1000МВА,Uном=110кВ,Х=0,6о.е.
-Линии W1=50км,W2=90км,W3=120км.
-Максимальное число часов нагрузки Tmax=6000ч.
2Электрическая часть
2.1Обработка графиков нагрузки
По существующим графикам нагрузки производим перевод мощности из Р% в МВт для лета и зимы например, для потребителей РУ НН для интервала времени 0-6ч,зимний период.
где
максимальная
нагрузка,которая составляет 30 МВт
Расчеты для других ступеней графика нагрузки сведем в таблицу 2.1 Таблица 2.1- Активная нагрузка
Активная нагрузка, МВт |
|
Зима |
Лето |
Р1=18 |
Р1=12 |
Р2=30 |
Р2=18 |
Р3=27 |
Р3=18 |
Р4=24 |
Р4=12 |
Характерный график активной нагрузки на стороне 10КВ представлен на рисунке 2.1
Рисунок 2.1- Cуточный график активной мощности потребителей
Построим годовой график продолжительности нагрузок рис 2.2.
Принимаем: летом 182 суток зимой 183суток. И строим годовой график. По оси ординат откладываем нагрузки, а по оси абсцисс часы года, от 0 до 8760ч нагрузки располагаем в порядке убывания.
Продолжительность ступени загрузки для годового графика Т,ч определяется по формуле:
где t- продолжительность ступени для зимнего(летнего) графика, часы.
T1=183
6=1098
P1=30MBт
T2=183 6=1098 P2=27MBт
T3=183 6=1098 P3=24MBт
T4=183 6=1098P4=18MBт
T5=182 6=1092P5=18MBт
T6=182 6=1092 P6=18MBт
T7=182 6=1092 P7=12MBт
T8=182 6=1092 P8=12MBт
Рисунок 2.2- Годовой график продолжительности нагрузок
Определяем технически-экономические показатели из графика нагрузки подстанции:
- энергия Wг МВт ч/год потребляемая подстанцией за год,определяется по формуле:
(2.3)
где
–
мощность i-той
ступени;
,
– продолжительность i-той
ступени.
-
среднегодовая нагрузка Pср,
МВт определяется по формуле:
- коэффициент заполнения графиков Kз:
Время
максимальных потерь
определяется по формуле:
(2.6)
2.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на пс
Если среди потребителей подстанций есть потребители Iи IIкатегории, то, согласно ПУЭ требуется установка двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов выбирается по двум условиям:
В нормальном режиме должно быть обеспечено электрическое снабжение всех потребителей.
где Smax– максимальная нагрузка подстанции, в МВА;
N – количество трансформаторов, принимаем N=2;
коэффициент
загрузки, при наличии потребителей I
и II
категории рекомендуется принимать
0,7 согласно [3].
2. Послеаварийном режиме в результате выхода из строя одного трансформатора должно быть обеспечено электроснабжение потребителей Iи IIкатегории электроснабжения,SmaxI,II, с учетом допустимой перегрузки трансформатора оставшегося в работе.
Аварийная длительная перегрузка масленых трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц допускается на 40% (Кав=1,4) в течение 6 часовне более 5 суток.
Выбираем трансформаторы типа ТРДН-40000/110.
В экономическом сравнении будет рассматриваться два варианта установки трансформатора ТРДН-40000/110 и ТРДН-25000/110.
Каталожные данные представим в таблице 2.2
Таблица 2.2- Каталожные данные трансформаторов
Тип трансформаторов |
Номинальная мощность, МВА |
Номинальное напряжение |
Потери, кВт |
Напряжениек.з uкз% |
Токх.х, % |
Цена тыс.руб. (2000г.) |
|||||
ВН |
НН |
Рхх |
Ркз |
||||||||
ТРДН-40000/110 |
40 |
115 |
10,5 |
36 |
172 |
10,5 |
0,65 |
8000 |
|||
ТРДН-25000/110 |
25 |
115 |
10,5 |
27 |
120 |
10,5 |
0,7 |
6375 |
Определим потери электроэнергии в трансформаторах установленных на ПС для первого варианта.
Потери мощности холостого хода в трансформаторе определим по формуле.
где
= 0,8 кВт/квар – экономический эквивалент
для перевода реактивной мощности в
активную;
– потери
холостого хода кВт;
ток
холостого хода %.
Потери мощности короткого замыкания рассчитываем по формуле:
где
-
потери короткого замыкания;
–
напряжение
короткого замыкания в %.
Определим годовые потери в трансформаторе ∆Wт, МВтч/ год по формуле:
где
– число часов работы трансформаторов
в году 8760 час.;
-
время
наибольших потерь;
-
расчетная мощность кВА.
Определим потери мощности в трансформаторах для второго варианта:
- потери холостого хода:
- потери короткого замыкания:
Потери электроэнергии в трансформаторах для второго варианта:
Для дальнейшего расчета примем вариант №2.