Содержение Введение Развитие научно-технического прогресса диктует необходимость совершенствования промышленной энергетики: создания экономичных, надежных систем электроснабжения, освещения, автоматизированных систем управления технологическими процессами, внедрения микропроцессорной техники, элегазового и вакуумного электрооборудования, новых комплективных преобразовательных устройств. Энергетической программой предусматравается дальнейшее развитие энергосберегающей политики. Экономия энергетических ресурсов должна осуществляться путем перехода на энергосберегающие технологии производства, совершенствования энергетического оборудования, сокращения всех видов энергетических потерь, повышения уровня использования вторичных энергетических ресурсов; улучшения структуры производства, преобразования и использования энергетических ресурсов. Все это ставит большие задачи перед работниками научно-иследовательских, проектных, монтажных и наладочных организаций, работаущих в электроэнергетике. Содержение Введение…………………………………………………………………………2 Содержание………………………………………………………………………3 Аннотация………………………………………………………………………..5 1. Характеристика проектируемой подстанции………………………………6 2. Построение графиков проектируемой подстанции………………………..7 2.1. Построение суточных графиков нагрузок на СН……………………...7 2.2. Построение суточных графиков нагрузок на НН………………….....10 2.3. Построение суточных графиков нагрузок на ВН……………………..13 2.4. Построение годового графика по продолжительности нагрузок…….16 3. Выбор числа м мощности силовых трансформаторов на подстанции…..19 4. Расчет токов короткогозамыкания…………………………………………22 4.1. Выбор точек короткого замыкания и параметры схемы замещения……………………………………………………………22 4.2. Расчет токов трехфазного короткого замыкания……………………...23 5. Выбор электрических аппартов……………………………………….……27 5.1. Выбор выключателей и разъединителей на ВН……………………….27 5.2. Выбор выключателей и разъединителей на СН……………………….29 6. Выбор токоведущих частей на подстации…………..……………………..31 6.1. Выбор проводов ошиновки РУ-220кВ…………………………………31 6.2. Выбор проводов ЛЭП-220кВ…………………………………………...32 6.3. Выбор проводов ЛЭП-35кВ…………………………………………….32 6.4. Выбор проводовна участке от ввода 35 кВ силового трансформатора до ОРУ-35 кВ……………………………………………..33 6.5. Выбор сборных шин ОРУ-35 кВ……………………………………….34 6.6. Выбор шин на участке от трансформатора до ЗРУ 10кВ…………...34 6.7. Выбор ошиновки в пределахЗРУ…………………………………..…35 6.8. Выбор кабеля, питающего потребителей 10кВ………………………37 7. Выбор измерительных трансформатров…………………………………..40 7.1. Трансформаторы напряжения на сторону ВН, СН,НН………………40 7.2. Трансформаторы тока на сторону ВН, СН,НН………………………..42 8. Выбор трансформаторов собственных нужд……………………………...48 9. Выбор главной схемы электрических соединений подстанции………….51 10. Выбор ячеек КРУ …………………………………………………………..52 11. Выбор ОПН………………………………………………………………….54 12. Релейная защита…………………………………………………………….55 12.1. Релейная защита силового трансформатора……………………55 12.2. Газовая защита…………………………………………………...61 13. Экономическая часть……………………………………………………...63 13.1. Сетевой график по сооружению подстанции………………….63 13.2. Расчет сметы годовых эксплуатационных расходов на подстанции…………………………………………………..67 14. Охрана труда……………………………………………………………….74 14.1. Расчет заземлителя подстанции 220/35/10 кВ…………………74 14.2. Противопожарные мероприятия………………………………..79 15. Спецвопрос…………………………………………………………………81 16. Заключение…………………………………………………………………91 17. Список использованной литературы……………………………………..92 Аннотация Дипломный проект представлен листами пояснительной записки и 6 листами графической части. В проекте представлены: расчет продолжительности использования максимума нагрузки, выбор силовых трансформаторов, расчет токов трехфазного короткого замыкания, выбор электрических аппаратов, выбор токоведущих частей на подстанции, спроектирована система измерений, выбор трансформаторов собственных нужд. В экономической части представлен расчет сетевого графика по сооружению подстанции, расчет эксплуатационных затрат на подстанции. В главе «Охрана труда» рассмотрены вопросы: расчет заземляющего устройства подстанции, противопожарные мероприятия. В главе «Релейная защита» представлен расчет релейной защиты силового трансформатора. В главе «Спец. Вопрос" рассмотрены методы определения характера и мест повреждения кабельных линий. 1. Характеристика проектируемой подстанции Проектируемая транзитная подстанция питается от двух систем, присоединенных к РУ высшего напряжения двумя линиям ВЛ протяженностью 53 и 58 км, напряжением 220 кВ. Мощность короткого замыкания систем – 4500 МВА и 5700 МВА соответственно. На среднем напряжении 35 кВ четыре потребителя, по 4,2 МВт каждый, линии, идущие к потребителям - воздушные. В режиме максимума активной нагрузки tgφ=0.31, суточный график нагрузок представлен на рисунке 1.1.. На низком напряжении 10 кВ шесть потребителей, по 1,6 МВт каждый, линии, идущие к потребителям – кабельные. В режиме максимальной нагрузки tgφ=0.32, суточный график нагрузок представлен на рисунке 1.2.. Рис.1.1. Суточный график нагрузок на 35 кВ в процентах. Рис.1.2. Суточный график нагрузок на 10 кВ в процентах. 2. Построение графиков электрических нагрузок 2.1. Построение суточных графиков нагрузок на СН По данным значениям активной мощности в процентах ( Рис.1.1.) рассчитываем величину активной, реактивной и полной мощности в именованных единицах . Активная мощность на i-ом участке графика нагрузки, МВт: Pi =Pi% *PmaxCH / 100% , (2.1) где Pi % - значение активной мощности в процентах на i-ом участке графика нагрузки, РmaxСН =16,8 МВт, максимальное значение активной мощности потребителей на стороне 35 кВ. Реактивная мощность на i-ом участке графика нагрузки, Мвар: Qi =Pi *tgφ, (2.2) где tgφ=0,31 . Полная мощность на i-ом участке графика нагрузки, МВА: Si =√Pi 2 +Qi 2 , (2.3) Результаты расчетов заносим в таблицу 2.1.. Таблица 2.1. Расчетные значения суточных графиков нагрузок для зимы и лета на стороне 35 кВ. t, ч Зима t, ч Лето Р, МВт Q,Мвар S,МВА Р, МВт Q,Мвар S,МВА 0-6 8,06 2,58 8,47 0-6 5,24 1,68 5,50 6-7 13,44 4,31 14,11 6-7 8,74 2,80 9,17 7-8 13,78 4,41 14,47 7-8 8,95 2,87 9,40 8-9 15,12 4,84 15,88 8-9 9,83 3,15 10,32 9-10 16,80 5,38 17,64 9-10 10,92 3,50 11,47 10-11 14,78 4,74 15,52 10-11 9,61 3,08 10,09 11-13 13,44 4,31 14,11 11-13 8,74 2,80 9,17 13-14 14,78 4,74 15,52 13-14 9,61 3,08 10,09 14-16 16,80 5,38 17,64 14-16 10,92 3,50 11,47 16-17,5 14,78 4,74 15,52 16-17,5 9,61 3,08 10,09 17,5-19 12,10 3,87 12,70 17,5-19 7,86 2,52 8,26 19-22 12,77 4,09 13,41 19-22 8,30 2,66 8,71 22-24 11,76 3,77 12,35 22-24 7,64 2,45 8,03 По данным таблицы 2.1. строим графики нагрузок, представленные на рисунках 2.1. и 2.2.. Рис. 2.1. Суточный график нагрузок на стороне 35 кВ для активной, реактивной и полной мощности в зимней период. Рис.2.2. Суточные графики нагрузок на стороне 35 кВ для активной, реактивной и полной мощности в летний период. 2.2 Построение суточных графиков нагрузок на НН По данным значениям активной мощности в процентах ( Рис.1.2.) рассчитываем величину активной, реактивной и полной мощности в именованных единицах . Активная мощность, МВт: Pi =Pi% *PmaxHH / 100% , где Pi % - значение активной мощности в процентах на i-ом участке графика нагрузки, РmaxНН =9,6 МВт, максимальное значение активной мощности потребителей на стороне 10 кВ. Реактивная мощность на i-ом участке графика нагрузки, Мвар: Qi =Pi *tgφ где tgφ=0,32 . Полная мощность на i-ом участке графика нагрузки, МВА: Si =√Pi 2 +Qi 2 Результаты расчетов заносим в таблицу 2.2.. Таблица 2.2. Расчетные значения суточных графиков нагрузок для зимы и лета на стороне 10 кВ. t, ч Зима t, ч Лето Р, МВт Q,Мвар S,МВА Р, МВт Q,Мвар S,МВА 0-1 7,10 2,35 7,48 0-1 4,97 1,65 5,24 1-2 5,76 1,91 6,07 1-2 4,03 1,34 4,25 2-4 4,61 1,53 4,85 2-4 3,23 1,07 3,40 4-5 3,84 1,27 4,05 4-5 2,69 0,89 2,83 5-6 4,80 1,59 5,06 5-6 3,36 1,11 3,54 6-7 4,03 1,34 4,25 6-7 2,82 0,94 2,97 7-8 7,68 2,55 8,09 7-8 5,38 1,78 5,66 8-9 8,64 2,86 9,10 8-9 6,05 2,00 6,37 9-10 9,41 3,12 9,91 9-10 6,59 2,18 6,94 10-11 7,87 2,61 8,29 10-11 5,51 1,83 5,81 11-12 7,49 2,48 7,89 11-12 5,24 1,74 5,52 12-13 7,68 2,55 8,09 12-13 5,38 1,78 5,66 13-14 8,64 2,86 9,10 13-14 6,05 2,00 6,37 14-15 9,22 3,05 9,71 14-15 6,45 2,14 6,80 15-16 7,68 2,55 8,09 15-16 5,38 1,78 5,66 16-17 5,95 1,97 6,27 16-17 4,17 1,38 4,39 17-18 6,91 2,29 7,28 17-18 4,84 1,60 5,10 18-20 7,30 2,42 7,69 18-20 5,11 1,69 5,38 20-21 6,91 2,29 7,28 20-21 4,84 1,60 5,10 21-22 7,30 2,42 7,69 21-22 5,11 1,69 5,38 22-23 7,87 2,61 8,29 22-23 5,51 1,83 5,81 23-24 6,91 2,29 7,28 23-24 4,84 1,60 5,10 По данным таблицы 2.2. строим графики нагрузок, представленные на рисунках 2.3. и 2.4.. Рис. 2.3. Суточный график нагрузок на стороне 10 кВ для активной, реактивной и полной мощности в зимней период. Рис.2.4. Суточные графики нагрузок на стороне 10 кВ для активной, реактивной и полной мощности в летний период. 2.3. Построение суточных графиков нагрузок на ВН Активная мощность на i-ом участке графика нагрузки, МВт: Pi =Рi нн+Рi сн , (2.4) где Pi нн и Рi сн значение активной мощности среднего и низкого напряжения на i-ом участке графика нагрузки, МВт; Реактивная мощность на i-ом участке графика нагрузки, Мвар: Qi =Qi нн+Qi сн , (2.5) где Qi нн и Qi сн значение реактивной мощности среднего и низкого напряжения на i-ом участке графика нагрузки, Мвар; Полная мощность на i-ом участке графика нагрузки, МВА: Si =√(Рi нн+Рi сн) 2 +(Qi нн+Qi сн )2 , (2.6) Результаты расчетов заносим в таблицу 2.3. Таблица 2.3. Расчетные значения суточных графиков нагрузок для зимы и лета на стороне 220 кВ. t, ч Зима t, ч Лето Р, МВт Q,Мвар S,МВА Р, МВт Q,Мвар S,МВА 0-1 15,16 4,93 15,94 0-1 10,21 3,33 10,74 1-2 13,82 4,49 14,53 1-2 9,27 3,02 9,75 2-4 12,67 4,11 13,32 2-4 8,47 2,75 8,91 4-5 11,9 3,85 12,51 4-5 7,93 2,57 8,34 5-6 12,86 4,17 13,52 5-6 8,6 2,79 9,04 6-7 17,47 5,65 18,36 6-7 11,56 3,74 12,15 7-8 21,46 6,96 22,56 7-8 14,33 4,65 15,07 8-9 23,76 7,7 24,98 8-9 15,88 5,15 16,69 9-10 26,21 8,5 27,55 9-10 17,51 5,68 18,41 10-11 22,65 7,35 23,81 10-11 15,12 4,91 15,90 11-12 20,93 6,79 22,00 11-12 13,98 4,54 14,70 12-13 21,12 6,86 22,21 12-13 14,12 4,58 14,84 13-14 23,42 7,6 24,62 13-14 15,66 5,08 16,46 14-15 26,02 8,43 27,35 14-15 17,37 5,64 18,26 15-16 24,48 7,93 25,73 15-16 16,3 5,28 17,13 16-17 20,73 6,71 21,79 16-17 13,78 4,46 14,48 17-17,5 21,69 7,03 22,80 17-17,5 17,45 4,68 18,07 17,5-18 19,01 6,16 19,98 17,5-18 12,7 4,12 13,35 18-19 19,4 6,29 20,39 18-19 12,97 4,21 13,64 19-20 20,07 6,51 21,10 19-20 13,41 4,35 14,10 20-21 19,68 6,38 20,69 20-21 13,14 4,26 13,81 21-22 20,07 6,51 21,10 21-22 13,41 4,35 14,10 22-23 20,64 6,38 21,60 22-23 13,15 4,28 13,83 23-24 18,67 6,06 19,63 23-24 12,48 4,05 13,12 По данным таблицы 2.3. строим графики нагрузок, представленные на рисунках 2.5. и 2.6.. Рис. 2.5. Суточный график нагрузок на стороне 220 кВ для активной, реактивной и полной мощности в зимней период. Рис. 2.6. Суточный график нагрузок на стороне 220 кВ для активной, реактивной и полной мощности в летний период. 2.4. Построение годового графика по продолжительности нагрузок График по продолжительности нагрузки строим следующим образом: для каждого сечения Рi суточного графика определяем время часов использования активной мощности в зимний и летний периоды. Для зимнего периода ∆ t=ti *n з Для летнего периода ∆ t=ti *n л где ti - время i-той ступени в сутки; nз - количество зимних суток nз =210; nл - количество летних суток nл =155. Результаты расчета заносим в таблицу 2.4. Таблица 2.4. Годовой график по продолжительности нагрузок на ВН Р, МВт 26,21 26,02 24,48 23,76 23,42 22,65 21,69 21,46 21,12 20,93 20,73 20,64 ∆t, ч 210 210 210 210 105 210 210 210 210 210 210 210 Р, МВт 20,07 20,07 19,68 19,4 19,01 18,67 17,51 17,47 17,45 17,37 16,3 15,88 ∆t, ч 210 105 210 210 210 210 77,5 210 155 155 155 155 Р, МВт 15,66 15,16 15,12 14,33 14,12 13,98 13,82 13,78 13,41 13,41 13,15 13,14 ∆t, ч 155 210 155 155 155 155 210 155 155 155 155 77,5 Р, МВт 12,97 12,86 12,7 12,67 12,48 11,9 11,56 10,21 9,27 8,6 8,47 7,93 ∆t, ч 310 210 155 210 155 210 155 310 155 155 155 155 По данным таблицы 2.4. определяем: a) Годовое потребление мощности W=∑(Рi*∆ti) (2.7) W=26,21*210+26,02*210+24,48*210+23,76*210+23,42*105+ +22,65*210+21,69*210+21,46*210+21,12*210+20,93*210+20,73*210+ +20,64*210+ 2*20,07*210+19,68*210+19,4*210+19,01*210+18,67*210+ +17,51877,5+17,47*210+17,45*155+17,37*155+16,3*155+15,88*155+ +15,66*155+15,16*210+15,12*155+14,33*155+14,12*155+13,98*155+ +13,82*210+13,78*155+2*13,41*155+13,15*155+13,14*77,5+12,97*310+ +12,86*210+12,7*155+12,67*210+12,48*155+11,9*210+11,59*155+ +10,21*310+9,27*155+8,6*155+8,47*155+7,93*155=145703,33 МВт*ч б) Суточное потребление электроэнергии W сут= W/365 (2.8) W сут =145703,33/365=399,19 МВт*ч в) Среднее потребление активной мощности за сутки Р ср = W сут /24 (2.9) Р ср = 399,19/24=16,63 МВт г) Годовое число часов использования максимума активной нагрузки Tm =W/Рmax (2.10) Tm =145703,33/26,21=5559,07 ч, где Tm -время максимальных нагрузок; Рmax -максимальная нагрузка. д) Время максимальных потерь, ч, τ max = (0,124+Tmax/10000)2 *8760 (2.11) τ max = (0,124+ 5559,07 /10000)2 *8760 =4049,521 ч. е) Коэффициент заполнения графика Кзп=Рср /Pmax (2,12) Кзп= 16,63 /26,21=0,634. 3. Выбор трансформаторов При выборе числа трансформаторов на подстан­ции следует руководствоваться требованиями к надежности электроснабжения, определяемыми категориями потребителей. На подстанциях с высшим напряжением 35 - 750 кВ рекомендуется устанавливать два трансформатора Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой перегрузки и резерва по сетям среднего и низшего напряжений, обеспечивали питание нагрузки. Согласно ГОСТ в аварийном режиме допускается работа трансформатора с перегрузом на 40% не более 5 суток, и временем перегрузки не более 6 часов в сутки. Расчетная мощность трансформатора определяется на основании построенных суточных графиков нагрузок, по которым находят максимальную нагрузку подстанции. Обычно мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной под­станции выбирают равной (0,65 - 0,7) суммарной максимальной нагрузки подстанции. Суммарная максимальная нагрузка подстанции: Smax = 27,55 МВА Мощность одного трансформатора: SНТ = (0,6-0,7)* Smax = (0,6-0,7)* 27,55= 16,53-19,285 МВА По стандартной шкале номинальных мощностей трансформаторов выбираем трансформатор: 2хТДТН – 25000/220 SНОМ = 25 МВА, UВН = 230 кВ, UСН = 38,5 кВ, UНН = 11 кВ, uкВ-С = 15%, uкВ-Н = 20 %, uкС-Н = 6,5 %, Рк ВН-СН = 130 кВт, Рх = 45 кВт. После выбора номинальной мощности трансформатора производится проверка на допустимость систематических перегрузок. Допускаемые систематические перегрузки трансформатора в основном зависят от конфигурации графика нагрузок, системы охлаждения трансфор­матора, постоянной времени трансформатора t и температуры окружающего воздуха и определяются по двухступенчатому суточному графику нагрузок. Если исходный суточный график нагрузок многоступенчатый, то его необходимо преобразовать в эквивалентный (в тепловом отношении) двух­ступенчатый. Для этого из графика выделяют первую и вторую ступени. Пере­менную нагрузку в пределах каждой ступени заменяют неизменной нагрузкой, создающей потери такой же величины, как и переменная нагрузка. Величина этой эквивалентной нагрузки может быть определена по выражению, кВ*А: , (3.1) где n - число ступеней многоступенчатого графика; ti - длительность i-й ступени графика, ч; Si - нагрузка i-й ступени графика, кВ×А. Преобразование заданного графика нагрузок в эквивалентный двухсту­пенчатый: - определяем начальную нагрузку SЭ1 эквивалентного графика (мощность первой ступени) из выражения: S Э1 =√(15,942 *1+14,532 *1+13,322 *2+12,512 *1+13,522 *1+18,362 *1+ +22,562 *1+24,982 *1+23,812 *1+222 *1+22,212 *1+24,622 *1+21,792 *1+ +22,82 *0,5+19,982 *0,5+20,392 *1+21,12 *1+20,692 *1+21,12 *1+21,62 *1+ +19,632 *1) /21= 17,21 кВА, S Э2 =√(27,55 2 *1+27,352 *1+25,732 *1) / 3 =26,89 кВА. Коэффициент начальной нагрузки К1 = S Э1 / S нт (3.2) К1 =17,21 /25=0,69. Предварительный коэффициент максимальной нагрузки (3.3) К I 2 =26,89 /25=1,0756 Коэффициент максимальной нагрузки (3.4) K2MAX =27,55/25=1,102 0,9* К2 MAX = 0,9* 1,102 = 0,99 ; К’2 = 1,0756 > 0,99 ,принимаем К2 = 1,0756 . Определяем продолжительность перегрузки: (3.5) h=1,07562 *3/0,992 =3,54 Используя [2] по средней эквивалентной температуре окружающей среды и продолжительности перегрузки, определяем допустимость относительной нагрузки: К2ДОП = 1.39 К2ДОП ³ К2 1.39> 1,0756 Трансформатор ТДТН – 25000/220 выдержит аварийную перегрузку (если один из трансформаторов выйдет из строя). 4. Расчет токов короткого замыкания 4.1. Выбор точек короткого замыкания и параметры схемы замещения Расчет сопротивлений элементов схемы замещения подстанции в отно­сительных единицах: сопротивление первой системы Х*с1 = ( U2 /S к1 )*( S б / U2 ) = (2202 /4500) *( 1000 / 2202 ) = 0,22 , сопротивление второй системы Х*с2 = ( U2 /S к2 )*( S б / U2 ) = (2202 /5700) *( 1000 / 2202 ) = 0,17 , Sб =1000 МВ×А, принятое значение базисной мощности ; Sк1 = 4500 МВ×А, мощность короткого замыкания первой системы; Sк 2 = 5700 МВ×А, мощность короткого замыкания второй системы; сопротивление воздушной линии первой системы Х*Л = Х0 * l *( S б / U 2 ) = 0.4*53 *(1000/2202 ) = 0,438 сопротивление воздушной линии второй системы Х*Л = Х0 * l *( S б / U 2 ) = 0.4*58 *(1000/2202 ) = 0,48 где Х0 - сопротивление 1км линии, Ом/км; 1 - длина линии, км; U - среднее напряже­ние ступени, где находится воздушная линия, кВ. сопротивления трехобмоточного трансформатора Х*В = 0,5*(ХВН-СН +Х ВН-НН -Х СН-НН )*( S б / S НТ ); Х*С = 0,5*(Х ВН-СН