Курсовая работа: Проектирование электрической части подстанций

Курсовая работа: Проектирование электрической части подстанций

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Амурский государственный университет»

Кафедра энергетики

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине "Электропитающие системы и сети"

На тему:

"Проектирование электрической части подстанций"

Благовещенск 2006

Задание

Выбрать и обосновать принципиальную электрическую схему ГПП в части РУ-110 (35) и 10 (6) кВ. Рассчитать, используя метод коэффициента спроса, потребную мощность силовых трансформаторов на ГПП. Нагрузки предприятия относятся к потребителям I, II и III категорий, причем нагрузки III категории составляют 30% общей нагрузки. Установленная мощность нагрузок приведена ниже. Потребители электроэнергии I, II и III категорий сосредоточены равномерно в цехах промышленного предприятия и питаются от 15 трансформаторных подстанций, находящихся на расстоянии не более 800 м от главной понизительной подстанции. Питание ГПП осуществляется от РУ-110 кВ ТЭЦ самостоятельными линиями. Связь ТЭЦ с системой и ГРЭС покачана на схеме.

Вычислить токи короткого замыкания, выбрать и проверить на действие токов короткого замыкания основное оборудование ГПП (короткозамыкатели, разъединители, выключатели, трансформаторы тока и напряжения, проходные и опорные изоляторы, сборные шины и т.д.).

Число часов использования максимума нагрузок – 4200 час. Мощность питающей системы неограниченно большая.

Предусмотреть компенсацию реактивной мощности и выбрать места установки компенсирующих устройств и их мощность.

Графический материал должен содержать два листа чертежей формата А1:

1. Принципиальная однолинейная схема коммутации подстанции;

2. План и разрезы по закрытой части подстанции.

Исходные данные:

ЛЭП-110 кВ, (км) – 20; ЛЭП-110 кВ, (км) – 15; ЛЭП-110 кВ, (км) – 21; ЛЭП-110 кВ, (км) – 12.

Генераторы Г1, Г2 (МВА) – 300; генераторы Г3, Г4 (МВА) – 63.

 ген-ров Г3, Г4–0,87;  ген-ров Г1, Г2–0,82.

Трансформаторы Т1, Т2 (МВА) – 320; трансформаторы Т3, Т4 (МВА) – 80.

Нагрузки (кВт):

Цехи горячей обработки металлов -8000; то же при холодной обработки металлов-6000; вентиляторы, производственные насосы-11000; производственные механизмы с повторно-кратковременным режимом-2000; краны цеховые-2700; приёмники непрерывного транспорта обработки земли в литейных цехах-2800; печи сопротивления, нагревательные приборы-1900; печи плавильные-4300; сварочные машины-900; освещение-370.

Реферат

Работа 47 с., 5 рисунков, 17 таблиц, 5 источников. Распределительное устройство, трансформатор, шина, выключатель, разъединитель, ток, мощность, измерительный прибор.

Выбор мощности и типов трансформаторов и электрической схемы ГПП. Рассчитаны токи при КЗ и при нормальных режимах работы, по которым выбрали электрические аппараты, находящихся на подстанции. Произведена проверка каждого аппарата при различных условиях режима работы.

Содержание

Введение

1. Определение расчётных мощностей нагрузок

2. Выбор рационального напряжения. Компенсация реактивной мощности. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

3. Выбор питающих линий

4. Выбор принципиальной схемы подстанции

5. Определение токов короткого замыкания

6. Выбор электрических аппаратов

6.1 Общие сведения

6.2 Выбор выключателей

6.3 Выбор ограничителей перенапряжения и высокочастотных заградителей

6.4 Выбор разъединителей

6.5 Выбор трансформаторов тока

6.6 Выбор трансформаторов напряжения

6.7 Выбор предохранителей для защиты ТСН и ТН

6.8 Целесообразность установки дугогасящего реактора

6.9 Выбор кабелей

7. Выбор шинных конструкций

7.1 Выбор гибких шин на стороне 110 кВ

7.2 Выбор жестких шин на стороне 10 кВ

7.3 Выбор изоляторов

Заключение

Библиографический список

Введение

Проектирование электрической части станции представляет собой сложный процесс выработки и принятия решений по схеме электрических соединений, составу электрооборудования и его размещению.

Курсовой проект по курсу «Электропитающие системы и сети» является одним из самых важных для студентов всех электроэнергетических специальностей.

В курсовом проекте рассматриваются следующие части:

-  выбор типа, числа и мощности силовых трансформаторов;

-  выбор принципиальной схемы электростанции;

-  расчёты токов КЗ;

-  выбор коммутационной аппаратуры: выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения и их вторичной нагрузки;

-  расчёт токоведущих частей подстанции;

-  выбор изоляторов;

-  компоновка ОРУ подстанции.

1. Определение расчётных мощностей нагрузок

Определение расчётных мощностей нагрузок следует производить по любому из существующих методов их расчета. Т.к. этот раздел в настоящем курсе является вспомогательным и предназначен только для выбора мощности понизительных трансформаторов, расчетную мощность можно определить методом коэффициента спроса, как более простым.

По заданной установленной мощности  и по коэффициентам спроса  и мощности  (определённым по справочным данным /1/) для всех характерных групп потребителей определяются расчётные активные  и реактивные  мощности нагрузок:

                                                           (1)

                                                    (2)

Затем определяются результирующие активная , реактивная  и полная  расчётная мощности нагрузок:

                                                            (3)

                                                           (4)

                                                      (5)

Сведём результаты расчёта в таблицу.

Таблица 1

2. Выбор рационального напряжения. Компенсация реактивной мощности. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Проектируемая ГПП питается по двум линиям. Определим рациональное напряжение по эмпирической формуле Стилла:

,                                           (6)

где - длинна трассы в двухцепном исполнении, км;

- активная мощность, передаваемая по одной цепи линии, МВт.

Получаем:

 кВ

Принимаем номинальное напряжение питающей линии 110 кВ.

Определим мощность компенсирующих устройств.

Экономически целесообразный коэффициент:

 – для 110 кВ.

Мощность компенсирующих устройств определяется по формуле:

                                 (7)

где  – мощность компенсирующих устройств на две секции шин, Мвар;

 – максимальная реактивная мощность, Мвар;

- максимальная активная мощность, МВт.

С учетом баланса реактивной мощности определяем требуемую реактивную мощность для каждой секции шин. Если полученное значение не превосходит 10 Мвар, то целесообразно установить батареи статических конденсаторов (БСК). В противном случае устанавливаются синхронные компенсаторы.

Определяем нескомпенсированную реактивную мощность, т.е. ту мощность, которая будет поступать через трансформатор от энергосистемы.

.                                     (8)

где - фактическая мощность компенсирующих устройств, Мвар

Рассчитаем требуемую мощность компенсирующих устройств на одну секцию шин для подстанции по формулам:

 Мвар

Мощность, требуемая на ПС, менее 10 Мвар. Значит к установке принимаем комплектные конденсаторные установки (ККУ) типа УКЛ(П) напряжением 10 кВ.

Батареи конденсаторов комплектуются из отдельных конденсаторов, соединенных последовательно и параллельно. Конденсаторы выпускаются в однофазном и трехфазном исполнениях на номинальное напряжение 0,22 – 10,5 кВ. Увеличение рабочего напряжения БК достигается увеличением числа последовательно включенных конденсаторов. Для увеличения мощности БК применяют параллельное их соединение.

Выбираем комплектные конденсаторные установки марки:

УКЛ56–10,5–2700УЗ– 3 шт.

 Мвар

 Мвар

В соответствии с существующими нормативами мощность трансформаторов на понижающих ПС рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах до 70–80%, на время максимума общей суточной продолжительностью не более 6 часов в течение не более 5 суток.

Количество силовых трансформаторов, планируемых к установке на проектируемой ПС, в первую очередь определяется категорийностью потребителей по надёжности электроснабжения. При наличии потребителей первой категории их количество должно быть в соответствии с рекомендациями ПУЭ не менее двух, соответственно мы устанавливаем два трансформатора на ГПП.

Мощность силовых трансформаторов определяется по выражению:

                                        (9)

где - расчётная нагрузка, МВт;

-нескомпенсированная мощность, текущая от источника мощности через трансформатор, Мвар;

-число трансформаторов;

-оптимальный коэффициент загрузки трансформатора.

Для потребителей первой и второй категории как преобладающих:

Номинальная мощность трансформатора выбирается из стандартного ряда выпускаемых трансформаторов, при этом номинальная мощность должна быть больше расчётной.

После выбора трансформатора осуществляется проверка правильности выбора по коэффициенту загрузки в нормальном и послеаварийном режимах.

                                                 (10)

                                                        (11)

Если коэффициент загрузки трансформатора после проверки оказался на много ниже оптимального, то целесообразно выбрать трансформатор меньшей мощности, а в послеаварийном режиме отключить третью категорию.

Приведём пример расчёта:

Расчётная мощность силового трансформатора:

МВА

Ближайшая номинальная мощность по каталожным данным 25 МВА. Проверяем трансформаторы по загруженности, определяя коэффициент загрузки в нормальном режиме. Он должен быть в пределах: 0,5–0,75.

Выбираем трансформатор ТРДН-25000/110:  МВА

Также необходима проверка выбранных трансформаторов в условиях послеаварийной работы. Она характеризуется выводом из строя одного из трансформаторов, т.е. принимаем, что =1. Коэффициент загрузки в этом случае должен находиться в пределах от 1 до 1,4, исходя из возможности работы трансформатора со 140% загрузки.

Трансформаторы загружены оптимально.

3. Выбор сечений воздушных линий методом экономических токовых интервалов

Максимальный ток в воздушных линиях рассчитывается по формуле:

,                                                (12)

где -максимальный ток, кА;

, – потоки активной максимальной и нескомпенсированной реактивной мощности передаваемой по линии в зимний период, МВт, Мвар.

 – количество цепей;

- номинальное напряжение, кВ

Расчетный ток на участках линии, в зависимости от которых, по экономическим токовым интервалам /2/ выберем сечение проводов ЛЭП:

,                                            (13)

где -расчётный ток, А;

 – максимальный ток, А;

 – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации; для сетей 110–220 кВ в курсовом проекте этот коэффициент принимается равным 1,05. Введение этого коэффициента учитывает фактор разновременности затрат в технико-экономических расчетах.

 – коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линий и ее значение в максимуме ЭЭС (определяется коэффициентом Kм).Значение этого коэффициента принимается равным отношению нагрузки линий в час максимума нагрузки энергосистемы к собственному максимуму нагрузки линий. Kм принимается равным 1.

Примем  равным 0,92. По формуле находим токи  и по таблицам /2/ выбираем экономически целесообразные сечения проводов в зависимости от типа опор, климатической зоны, номинального напряжения линии и количества цепей.

Расчетный ток для выбора питающих линии от ТЭЦ:

А

А

Принимаем провод АС – 120.

Полученные сечения необходимо проверить по длительно допустимому току. Для этого рассчитывается послеаварийный режим.

Длительно допустимый ток определяется в зависимости от выбранного сечения по справочнику /3/ Данный ток указан при температуре 200 С и одном проводнике. для различных условий прокладки. Поэтому допустимый ток:

                                              (14)

где - допустимый ток, А;

-длительно допустимый ток, А;

-коэффициент, учитывающий изменение тока в зависимости от температуры;

Выбранное сечение удовлетворяет условию послеаварийного режима, если ток меньше или равен  А.

 А.

Условие выполняется, усиления линии не требуется

4. Выбор принципиальной схемы подстанции

Выбор главной схемы является определяющим при проектировании электрической части подстанций, так как он определяет состав элементов и связей между ними.

Главная схема электрических соединений подстанций зависит от следующих факторов: типа подстанции, числа и мощности установленных силовых трансформаторов, категорийности потребителей электрической энергии по надежности электроснабжения, уровней напряжения, количества питающих линий и отходящих присоединений, величин токов короткого замыкания, экономичности, гибкости и удобства в эксплуатации, безопасности обслуживания

Если к подстанции подходят две линии напряжением до 110 кВ включительно, применяется схема «мостик», для промышленных подстанций – с выключателями в цепях трансформаторов. На напряжение 220 кВ и выше, с мощностью подключаемых трансформаторов 63 МВА и выше применяется схема «четырёхугольник»; до 40 МВА – «мостик».

На высокой стороне подстанции установлено два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий.

На стороне низкого напряжения установлена одна секционированная система шин.

5. Определение токов короткого замыкания

Рисунок 1 – Принципиальная схема

Рисунок 2 – Схема замещения

В качестве базисных величин принимаем мощность и напряжение. Тогда значения оставшихся зависимых величин легко можно найти. За базисную мощность принимаем мощность равную 100 МВА, т.е. Sб = 100 МВА. За базисное напряжение возьмём напряжение ступени, где произошло короткое замыканиекВ.

Базисный ток первой ступени:

 кА

Имеющуюся схему замещения необходимо привести к расчетной схеме, которая будет представлена

Определяем параметры схемы замещения.

ТЭЦ:

 о.е.

Сопротивление генераторов:

 о.е.

Сопротивление тр-ров Т3 иТ4:

 о.е.

ГРЭС:

Для генераторов мощностью более 100 МВА ЭДС генератора и сопротивление упрощённо принимаем:

о.е.; .

Сопротивление генераторов:

 о.е.

Сопротивление тр-ров Т1 иТ2:

о.е.

Система:

Сопротивление системы равняется нулю, т. к. мощность системы неограниченна.

ЭДС системы:

Линии:

Сопротивления линий:

 о.е.

о.е.

о.е.

о.е.

ГПП:

Сопротивление тр-ров Т5 иТ6:

о.е.

Приведем схему к виду приведённом на рисунке 3 с помощью последовательно параллельных преобразований:

Рисунок 3 – Схема замещения

о.е.

о.е.

о.е.

В максимальном режиме линии будут работать в параллель. Далее преобразуем схему с помощью коэффициентов потокараспределения. Имеем:

Суммарное сопротивление:

о.е.

Результирующие сопротивление:

о.е.

где - эквивалентное сопротивление линий.

Коэффициенты потокораспределения:

;;.

Результирующие сопротивления:

;;.

Получили схему:

Рисунок 4 – Схема замещения

Определим периодическую составляющую тока трёхфазного короткого замыкания в начальный момент времени от каждого источника:

ГРЭС:

кА

ТЭЦ:

кА

Система:

кА

Суммарный ток: кА

Апериодическая составляющая тока трёхфазного короткого замыкания в начальный момент времени:

кА

Апериодическая составляющая тока трёхфазного короткого замыкания в заданный момент времени:

кА

где  – время отключения КЗ;

- постоянная времени затухания апериодической составляющей (определённая по справочным данным[1]).

Ударный ток короткого замыкания:

кА

Определим ток трёхфазного КЗ в точке К2 (за трансформатором). Для этого необходимо найти результирующие сопротивления от каждого источника с помощью коэффициентов потокараспределения, как было показано выше.

Получили схему:

Рисунок 5 – Схема замещения

Определим периодическую составляющую тока трёхфазного короткого замыкания в начальный момент времени от каждого источника:

ГРЭС:

кА

ТЭЦ:

кА

Система:

кА

Суммарный ток: кА

Апериодическая составляющая тока трёхфазного короткого замыкания в начальный момент времени:

кА

Апериодическая составляющая тока трёхфазного короткого замыкания в заданный момент времени:

кА

Ударный ток короткого замыкания:

кА

6. Выбор электрических аппаратов

6.1 Общие сведения

В процессе курсового проектирования электрической части станций производится выбор следующих токоведущих частей и аппаратов:

– высоковольтных выключателей, разъединителей и другой коммутационной аппаратуры (выключателей нагрузки, короткозамыкателей, отделителей и т.п.) для всех основных цепей;

– измерительных трансформаторов тока и напряжения;

– сборных шин на всех напряжениях;

– токоведущих частей (шин), связывающих основное оборудование с распределительными устройствами и основными аппаратами;

– контрольных кабелей;

– устройств для защиты от перенапряжений.

Выбранные токоведущие части и электрические аппараты должны обеспечивать надёжную работу электроустановок не только в нормальном режиме, но и в аварийном. При выборе следует учитывать конкретные условия, а именно: географическое расположение электростанции, т.е. климатические условия, род установки (наружный или внутренний). В РУ 35 кВ и выше целесообразно устанавливать однотипное оборудование, хотя отдельные аппараты могут отличаться своими параметрами.

6.2 Выбор выключателей

Выключатели высокого напряжения при одних и тех же параметрах могут быть выбраны масленые, элегазовые, вакуумные, электромагнитные и т.д.

На стороне 110 кВ выберем элегазовые выключатели, а на стороне 10 кВ вакуумные.

Выбор выключателей производят по следующим параметрам:

– по напряжению установки:

Uуст £ Uном;                             (12)

– по длительному току:

Iнорм £ Iном

Iмах £ Iном;                                (13)

– по отключающей способности:

Iпо £ Iоткл ном;                            (14)

На стороне 110 кВ выбираем элегазовые выключатели типа ВГТЗ-110II-40/1000 У1.

Проведем проверку данного выключателя:

1.по термической устойчивости выключателя:

кА2с,

где – собственное время отключения выключателя, принимаем =0.055с;

,

где - ток термической стойкости (справочная величина);

 – время протекания КЗ (справочная величина).

2. Для проверки возможности отключения выключателем апериодической составляющей тока КЗ необходимо определить номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени t:

кА

где bн – номинальное значение относительного содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, для данного выключателя bн=40%;

– номинальный ток отключения.

3. Проверим по отключающей способности:

а) на отключение периодической составляющей расчётного тока КЗ:

б) на отключение полного расчётного тока КЗ

кА

4. По динамической стойкости:

Ударный ток берётся на основании расчетов короткого замыкания для точки К1. Условия выбора сводятся к тому, что значения параметров выключателя должны быть больше значений, полученных при расчете.

Сопоставление приведено в таблице 2.

Таблица 1 – Выбор и проверка выключателя на 110 кВ

Страницы: 1, 2