Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Магнитогорский государственный технический университет

имени Г.И. Носова

Кафедра ЭПП

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине: "Электрические станции и подстанции"

на тему:

"Проектирование главной понизительной подстанции предприятия текстильной промышленности"

Выполнил: студент группы ЭС-04-1

Яшельбаев А. Р.

Проверил:

Игуменщев В. А.

Магнитогорск 2008

Введение

Одним из основных и наиболее ответственных звеньев системы электроснабжения являются главные понизительные подстанции. От их надежной работы зависит ход практически любого технологического процесса. Современное промышленное предприятие может содержать в своем составе несколько десятков понизительных подстанций.

Целью курсового проектирования является освоение современных подходов к проектированию подстанций, выработка навыков самостоятельного проектирования электрической части подстанции конкретного предприятия, последовательное решение основных технических проблем и вопросов по выбору главных схем, параметров оборудования и аппаратуры, обоснованного принятия решений.

1. Расчет электрических нагрузок

1.1 Определение максимальных нагрузок

Максимальная активная мощность на шинах низкого напряжения ГПП определяется по формуле:

, (1.1)

где k_C - коэффициент спроса;

P_УСТ - установленная мощность.

.

Максимальная реактивная нагрузка определяется по формуле:

, (1.2)

где ?Р_СД - суммарная активная мощность синхронных двигателей.

.

1.2 Компенсация реактивных нагрузок

Уровень компенсации реактивных нагрузок задается в режиме максимальных нагрузок энергосистемы.

Нормативное значение tgц для шин 6 - 10 кВ подстанции 35 - 750 кВ общего назначения определяется по формуле:

(1.3)

где tgц_д - базовый коэффициент реактивной мощности, принимаемый на шинах

6 - 10 кВ равным 0.5 для п/ст 110 кВ;

К - коэффициент, учитывающий отличие стоимостей электроэнергии в

различных энергосистемах; К = 1 [2];

d_max - отношение Р_нагр.max в квартале максимальной нагрузки энергосистемы к максимальной активной нагрузке предприятия; d_max = 0,9.

.

Мощность компенсирующих устройств:

, (1.4)

где - максимальная

активная нагрузка в часы максимума энергосистемы.

.

Мощность дополнительных компенсирующих устройств:

.

Выбираем компенсирующие устройства 2ЧУКЛ-6,3-1,35 У3. Остаток реактивной нагрузки 0,07 Мвар может быть скомпенсирован на стороне 0.4 кВ.

1.3 Графики электрических нагрузок

График активной мощности, потребляемой предприятием, задан в относительных единицах от максимальной расчетной нагрузки, принимая Р_{нагр.max.}= 100%.

Коэффициент пересчета графика в именованные единицы:

. (1.5)

.

Ординаты суточного графика в именованных единицах:

(1.6)

Например, для первой ступени графика .

Результаты перевода суточного графика нагрузки из относительных единиц в именованные представлены в таблице 1.

Ординаты суточного графика реактивных нагрузок в именованных единицах с учетом компенсации:

. (1.8)

Для первой ступени графика:

.

Результаты перевода представлены в таблице 1.

Полная мощность рассчитывается по формуле:

. (1.9)

.

Потери активной и реактивной мощности в понизительных трансформаторах ГПП приближенно можно учесть по формулам:

. (1.10)

. (1.11)

Для первой ступени графика нагрузки:

.

.

Потери активной и реактивной мощности для всех ступеней графика нагрузки приведены в таблице 1.

Потребляемая мощность на стороне высокого напряжения с учетом потерь в трансформаторах определяется следующим образом:

. (1.12)

. (1.13)

Для первой ступени графика:

.

.

Расчеты сведены в таблицу 1.

Полная мощность с учетом потерь:

. (1.14)

.

Таблица 1 - Графики электрических нагрузок

t, ч	1	1	3	2	1	1	1	1	1	1	2	1	1	1	3	1	1	1
P, МВт	6,05	5,5	4,4	4,95	8,8	9,9	11	9,9	9,35	8,8	8,25	8,8	6,6	7,7	8,25	7,7	6,6	7,7
Q, Мвар	2,14	1,7	0,82	1,26	4,34	5,22	6,1	5,22	4,78	4,34	3,9	4,34	2,58	3,46	3,9	3,46	2,58	3,46
S, МВА	6,42	5,76	4,48	5,11	9,81	11,19	12,58	11,19	10,5	9,81	9,13	9,81	7,09	8,44	9,13	8,44	7,09	8,44
С учетом потерь мощности
P', МВт	6,18	5,62	4,49	5,05	9	10,12	11,25	10,12	9,56	9	8,43	9	6,74	7,87	8,43	7,87	6,74	7,87
Q', Мвар	2,78	2,28	1,27	1,77	5,32	6,34	7,36	6,34	5,83	5,32	4,81	5,32	3,29	4,3	4,81	4,3	3,29	4,3
S', МВА	6,78	6,06	4,67	5,35	10,45	11,94	13,44	11,94	11,2	10,45	9,71	10,45	7,5	8,97	9,71	8,97	7,5	8,97

2. Выбор трансформаторов ГПП

2.1 Выбор числа трансформаторов на подстанции

На понизительных подстанциях промышленных предприятий, имеющих одно распределительное устройство вторичного напряжения, устанавливается, как правило, два трансформатора общего назначения.

2.2 Выбор типов и способов установки трансформаторов ГПП

Понизительные трансформаторы с высшим напряжением 35-220 кВ, устанавливаемые на подстанциях промышленных предприятий, изготовляются для наружной установки. Поэтому предпочтительней их установка в открытых распределительных устройствах.

При выборе силовых трансформаторов целесообразно отдавать предпочтение трансформаторам с расщепленными обмотками низкого напряжения, включенными на раздельно работающие секции. Такие трансформаторы позволяют провести ограничение токов короткого замыкания, уменьшить номинальные токи вводов, сборных шин, выделить потребителей со специфическим характером нагрузок (несинусоидальные, резкопеременные, несимметричные) на отдельные обмотки. Для обеспечения допустимых уровней напряжения при изменениях режима работы предприятия следует выбирать трансформаторы с устройством РПН.

2.3 Выбор мощности трансформаторов ГПП

При выборе трансформаторов следует учитывать нагрузки трансформаторов в нормальном, ремонтном и аварийном режимах, условия охлаждения, экономические показатели допустимых вариантов выбора. Кроме того, следует учитывать и возможность перспективного роста нагрузок потребителей, а также величину и характер ограничения потребителей в аварийных режимах.

Основой для выбора номинальной мощности силовых трансформаторов является характерный суточный график электрической нагрузки проектируемой подстанции S_НАГР = f(t), построенный с учетом компенсации реактивных нагрузок.

Предварительно выбираем трансформаторы: 2ЧТДН-16000/110

2ЧТДН-10000/110

2ЧТДН-6300/110

Режим аварийных перегрузок

1. Вариант 2ЧТРДН-16000/110

По графику нагрузки S_НАГР = f(t) видно, что в аварийном режиме перегрузки нет.

2. Вариант 2ЧТРДН-10000/110

По справочнику [8, табл. 1.36] при температуре охлаждения и_ОХЛ. = 20°С и времени перегрузки t_П = 6 ч k_{2 ДОП.} = 1.4.

В аварийном режиме необходимо производить отключение 20% потребителей III категории. При этом пересчитывается график нагрузки по формулам:

Результаты пересчета приведены в таблице 2.

Таблица 2 - График электрических нагрузок при отключении потребителей III категории

t, ч	8	1	3	2	5	5
P, МВт	4,61	14,59	15,36	14,59	15,36	9,22
Q, Мвар	0,23	6,97	7,55	6,97	7,55	2,89
S, МВА	4,61	16,17	17,11	16,17	17,11	9,66
С учетом потерь мощности
?P, МВт	0,09	0,32	0,34	0,32	0,34	0,19
?Q, Мвар	0,46	1,62	1,71	1,62	1,71	0,97
P', МВт	4,7	14,92	15,7	14,92	15,7	9,41
Q', Мвар	0,69	8,58	9,26	8,58	9,26	3,85
S', МВА	4,75	17,21	18,23	17,21	18,23	10,17

По справочнику [8, табл. 1.36] при температуре охлаждения и_ОХЛ. = 20°С и времени перегрузки t_П = 6 ч k_{2 ДОП.} = 1.4.

Вариант 2ЧТРДН-16000/110 проходит по техническим условиям.

3. Вариант 2ЧТРДН-10000/110

В аварийном режиме необходимо производить отключение 20% потребителей III категории. При этом пересчитывается график нагрузки по формулам:

Результаты пересчета приведены в таблице 3.

Таблица 3 - График электрических нагрузок при отключении потребителей III категории

t, ч	8	1	3	2	5	5
P, МВт	4,61	14,59	15,36	14,59	15,36	9,22
Q, Мвар	0,23	6,97	7,55	6,97	7,55	2,89
S, МВА	4,61	16,17	17,11	16,17	17,11	9,66
С учетом потерь мощности
?P, МВт	0,09	0,31	0,32	0,31	0,32	0,18
?Q, Мвар	0,46	1,62	1,71	1,62	1,71	0,97
P', МВт	4,7	14,92	15,7	14,92	15,7	9,41
Q', Мвар	0,69	8,58	9,26	8,58	9,26	3,85
S', МВА	4,75	17,21	18,23	17,21	18,23	10,17

По справочнику [8, табл. 1.36] при температуре охлаждения и_ОХЛ. = 20°С и времени перегрузки t_П = 6 ч k_{2 ДОП.} = 1.4.

Вариант 2ЧТРДН-10000/110 проходит по техническим условиям

Режим систематических перегрузок

При нормальной схеме работы подстанции мощность потребителей делится между трансформаторами. Поэтому будем рассматривать график нагрузки одного трансформатора (Таблица 4).

Таблица 4 - Графики электрических нагрузок одного трансформатора

t, ч	8	3	1	1	4	7
P, МВт	2,88	9,12	9,6	9,12	9,6	5,76
Q, Мвар	0,13	4,87	5,23	4,87	5,23	2,32
S, МВА	2,88	10,34	10,93	10,34	10,93	6,21
С учетом потерь мощности
?P, МВт	0,06	0,21	0,22	0,21	0,22	0,12
?Q, Мвар	0,29	1,03	1,09	1,03	1,09	0,62
P', МВт	2,94	9,33	9,82	9,33	9,82	5,88
Q', Мвар	0,42	5,9	6,32	5,9	6,32	2,94
S', МВА	2,97	11,04	11,68	11,04	11,68	6,58

1. Вариант 2ЧТРДН-25000/110

По графику нагрузки S_НАГР/2 = f(t) видно, что перегрузки нет.

2. Вариант 2ЧТРДН-16000/110

3. Вариант 2ЧТРДН-10000/110

Таким образом, технически осуществимы все три выбранных варианта

Технико-экономическое сравнение вариантов

Технические данные трансформаторов приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Технические данные трансформаторов

Тип трансформатора	SHOM, MBA	UBH, kB	UHH, kB	UK BH-HH, %	PXX, kBт	PКЗ, kBт	Цена, т. руб
ТДН-16000/110	16	115	6,3	10,5	18	85	48
ТДН-10000/110	10	115	6,3	10,5	14	58	40
ТДН-6300/110	6,3	115	6,3

Приведенные затраты определяются:

, (1.18)

где р_норм = 0.12 - нормативный коэффициент эффективности капитальных

вложений для объектов электроэнергетики;

К - единовременные капитальные вложения, тыс. руб.;

И - годовые текущие затраты при нормальной эксплуатации, тыс. руб./год.

, (1.19)

где р _а = 6.4%, р _т = 3% - коэффициенты отчислений соответственно на

амортизацию и текущий ремонт;

И_Э - стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб./год.

Потери электроэнергии в трансформаторе определяются по формуле:

, (1.20)

где t_p - время работы трансформатора; t_p = 6700 ч.

Время наибольших потерь определяется следующим образом:

,

где Т_М - время использования максимальной нагрузки; Т_М = 7000 ч.

Потери в трансформаторе ТРДН-16000/110:

.

Потери в трансформаторе ТРДН-10000/110:

.

Стоимость годовых потерь электроэнергии:

(1.21)

где в - средняя себестоимость электроэнергии; в = 125 коп/кВт•ч.

Капитальные вложения:

.

.

.

Приведенные затраты:

.

.

Расчет проводился с учетом коэффициента инфляции, равного 30, и коэффициента, учитывающего доставку и монтаж, равного 1.4.

Результаты технико-экономического сравнения вариантов показывают, что минимальные приведенные затраты имеет вариант 2ЧТДН-10000/110, который и принимается для дальнейших расчетов.

3. Выбор схемы электрических соединений подстанции

3.1 Требования к схемам электроустановок

Главная схема электрических соединений должна обеспечивать бесперебойное электроснабжение потребителей. Поэтому основные требования к схеме подстанции - надежность электроснабжения потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с их категориями, а также надежный транзит мощности через РУ высшего напряжения.

Особое внимание при разработке схемы следует обратить на роль подстанции в системообразующих сетях. Узловые подстанции, соединяющие электростанции и части энергосистем, должны иметь схемы, которые обеспечивают устойчивую параллельную работу в любых ремонтных и аварийных режимах работы.

Схема подстанции должна обеспечивать качественные показатели электроэнергии в соответствии с ГОСТ-13109-97.

Важным требованием является экономичность, то есть требование минимальных приведенных затрат на сооружение распределительного устройства и ежегодных расходов на его эксплуатацию.

3.2 Схемы электрических соединений узловых подстанций

При проектировании выбрана схема с двойной несекционированной системой шин.

Двойная система шин обеспечивает возможность ремонта сборных шин, шинных разъединителей без отключения присоединений, на которых не производится ремонт. При повреждении одной из систем шин потребители обесточиваются только на время оперативных переключений. Допускается ремонт линейных выключателей с кратковременным отключением ремонтируемого присоединения для шунтирования выключателя и сборки схемы через шиносоединительный выключатель. Конструкция РУ должна допускать возможность шунтирования выключателя. Портальные схемы с двойной системой шин работают, как правило, с фиксированным присоединением фидеров и включенным с ШСВ. При большем количестве фидеров выполняется секционирование одной из систем шин (рабочей). Вторая несекционированная система шин (трансфертная) находится в резерве без напряжения.

Недостатки: большое количество оборудования, сложность оперативных переключений. Использование одной из систем шин для ремонта выключателей снижает надежность работы подстанции при значительном количестве фидеров и больших сроках ремонта (в РУ- 110 кВ и выше). Схема представлена на рисунке 3.1.

Рис3.1 Схема с двойной системой шин

4. Расчет токов короткого замыкания

При проектировании понизительных подстанций промышленных предприятий расчет токов короткого замыкания производят для решения задач:

1. Сопоставления, оценки и выбора главных схем электрических соединений электростанций и подстанций;

2. Проверки электрических аппаратов и токоведущих частей по условию работы при коротких замыканиях;

3. Решения вопросов ограничения токов короткого замыкания;

4. Проектирования и настройки устройств релейной защиты;

5. Проектирования заземляющих устройств;

Для целей проектирования используются упрощенные методы расчета токов короткого замыкания. При этом принимается ряд допущений: отсутствие качаний генераторов, приближенный учет нагрузок, пренебрежение активными сопротивлениями схемы (если соотношение R/X < 1.3), приближенный учет апериодического тока короткого замыкания.

За расчетный вид короткого замыкания принимается, как правило, трехфазное короткое замыкание.

Расчет токов короткого замыкания производится для максимального и минимального режимов работы системы.

4.1 Расчет параметров схемы замещения

Расчет токов короткого замыкания будем проводить в системе относительных базисных единиц.

За базисные величины принимаем:

4.1.1 Сопротивления в схеме замещения

1) Энергосистема

(1.22)

2) Трансформаторы ГРЭС

(1.23)

3) Генераторы ГРЭС

(1.24)

4) Сопротивление автотрансформатора АТДЦТН-125000/220/110

5) Воздушная линия между ГРЭС и ТЭЦ

(1.25)

6) Воздушная линия идущая отпайкой от линии между ГРЭС и ТЭЦ

7) Трансформаторы ТЭЦ

(1.26)

8) Генераторы ТЭЦ

9) Сопротивление трансформатора ТДН-10000/110

(1.27)

4.1.2 Преобразование схемы замещения

Преобразованная схема показана на рис. 4.1.

Рис. 4.1.

4.1.3 Расчет токов трехфазного короткого замыкания

.

Действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ: электрический ток трансформатор подстанция

.

Периодическая составляющая тока КЗ от системы принимается незатухающей для момента времени ф = 0.08 с:

.

Апериодическая составляющая тока КЗ к моменту времени ф = 0.08 с определяется:

где ,

- принимается по табл. 4.5 [4].

Ударный ток КЗ:

.

Полный ток КЗ в момент времени ф = 0.08 с:

.

Действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ:

Периодические составляющие тока КЗ в момент времени ф = 0.08 с:

Периодическая составляющая полного тока КЗ в точке в момент времени ф=0.08 с:

.

Апериодическая составляющая тока КЗ к моменту времени ф = 0.08 с определяется:

где ,

- для ветви системы принимается по табл. 4.5 [4]

где ,

- для ветви двигателей принимается по табл. 4.5 [4]

Суммарное значение апериодического тока в момент времени ф = 0.08 с:

.

Ударные токи КЗ:

Суммарное значение ударного тока в точке К₂:

.

Полный ток КЗ в момент времени ф = 0.08 с:

.

4.1.4 Расчет токов короткого замыкания для минимального режима

Минимальный режим задан следующим образом:

· отключен один блок генератор-трансформатор на ГРЭС;

· отключены два турбогенератора и один трансформатор на ТЭЦ;

· отключена одна из линий 110 кВ ГРЭС-ТЭЦ;

· секции 10 кВ ГПП включены на раздельную работу.

Преобразование треугольника в звезду

.

Действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ:

.

Периодическая составляющая тока КЗ от системы принимается незатухающей для момента времени ф = 0.08 с:

.

Апериодическая составляющая тока КЗ к моменту времени ф = 0.08 с определяется:

где ,

- принимается по табл. 4.5 [4].

Ударный ток КЗ:

.

Полный ток КЗ в момент времени ф = 0.08 с:

.

Действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ:

.

Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ в начальный момент:

.

Периодические составляющие тока КЗ в момент времени ф = 0.08 с:

Периодическая составляющая полного тока КЗ в точке в момент времени ф=0.08 с:

.

Апериодическая составляющая тока КЗ к моменту времени ф = 0.08 с определяется:

где ,

- для ветви системы принимается по табл. 4.5 [4]

где ,

- для ветви двигателей принимается по табл. 4.5 [4]

Суммарное значение апериодического тока в момент времени ф = 0.08 с:

.

Ударные токи КЗ:

Суммарное значение ударного тока в точке К₂:

.

Полный ток КЗ в момент времени ф = 0.08 с:

.

Результаты расчета токов КЗ сведены в таблицу 6.

Результаты расчета токов КЗ Таблица 6

Режим	Точки КЗ	Ветви КЗ	Iпo, кА	Iпф, кА	iaф, кА	ikф, кА	Ta, c	iуд, кА
Максимальный	1	От системы	5,246	5,246	1,498	8,917	0,05	13,354
	2	От системы	8,327	8,327	6,046	17,823	0,15	22,61
Минимальный	1	От системы	2,708	2,708	0,773	4,603	0,05	6,893
	2	От системы	6,959	6,959	5,053	14,895	0,15	18.896

Размещено на Allbest.ru

...