Проект трансформаторной подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общая характеристика подстанции

1.1 Присоединение подстанции к системе

1.2 Расчетные климатические и геологические условия

1.3 Организация диспетчерско-технологического управления и средств связи

2. Расчет мощности и выбор главных понижающих трансформаторов

2.1 Параметры нагрузок потребителей 35 кв и 10 кв

2.2 Построение суточного графика нагрузок

2.3 Построение годового графика нагрузок

2.4 Расчет средней нагрузки и коэффициента заполнения графика

2.5 Выбор силовых трансформаторов

2.6 Технико-экономический расчёт трансформаторов

2.7 Расчет ёмкостного тока и выбор компенсирующих устройств в сети 10 кв

3. Расчет токов короткого замыкания

3.1 Расчетная схема установки

3.2 Эквивалентная схема замещения

3.3 Расчет токов короткого замыкания

4. Выбор защитной и коммутационной аппаратуры

4.1 Выбор выключателей и разъединителей

4.2 Выбор трансформаторов тока

4.3 Выбор трансформаторов напряжения

4.4 Выбор ограничителей перенапряжения

4.5 Выбор изоляторов

4.6 Выбор шин

4.7 Выбор токопроводов

5. Собственные нужды подстанции

5.1 Выбор трансформатора собственных нужд

5.2 Выбор предохранителей на стороне 10 кв трансформатора собственных нужд

5.3 Выбор аккумуляторной батареи

6. Расчет релейной защиты

6.1 Расчет защиты отходящих линий

6.2 Расчет защиты силовых трансформаторов

6.2.1 Дифференциальная защита трансформаторов

6.2.2 Сигнализация небаланса в плечах дифференциальной защиты

6.2.3 Расчет уставки сигнала перегрузки

6.2.4 Защита от внешних КЗ

6.2.5 Газовая защита трансформатора

6.3 Расчет устройств автоматики, устанавливаемых на подстанции

6.3.1 Расчет устройства автоматического повторного включения линии 10 кв с односторонним питанием

6.3.2 Автоматическое включение резерва

7. Безопасность и экологичность проекта

7.1. Электробезопасность и основные средства защиты от поражения электрическим током

7.2 Первичные средства тушения пожара в электроустановке

7.3 Расчёт устройств заземления и молниезащиты

8. Организационно-экономическая часть

8.1 Определение сметной стоимости

8.2 Пересчет сметной стоимости по СМР

8.3 Расчет срока окупаемости

8.4 Расчет численности электромонтажной бригады6

8.5 Ленточный график электромонтажных работ

Заключение

Список использованных источников

Введение

В настоящее время в связи с ростом электрических нагрузок в производственном и в бытовом секторах возникает необходимость строительства новых подстанций и реконструкции старых.

Энергоснабжающие организации постоянно проводят технические мероприятия по повышению надежности работы оборудования и уменьшению аварийности в направлениях: совершенствование схем электроснабжения, сокращение протяженности линий распределительных сетей 10 кВ и 35 кВ, строительство ВЛ для резервирования подстанций.

Основой системы ЭС являются электрические сети напряжением 0.38- 110 кВ, от которых снабжаются электроэнергией потребители, включая коммунально-бытовые, промышленные предприятия, объекты мелиорации и водного хозяйства, а также предприятия и организации, предназначенные для бытового и культурного обслуживания населения.

Трансформаторные подстанции (ТП) 35-110 кВ, применяемые для ЭС промышленных районов, имеют один или два трансформатора напряжением 35/10 кВ, мощностью 630-6300 кВ А; 110/10 кВ - 2500-10000 кВ А; 110/35/10 кВ - 6300-80000 кВ А. Место разме

1. Общая характеристика подстанции

1.1 Присоединение подстанции к системе

Проектируемая подстанция по своему назначению является районной понизительной. Подстанция включена через отпайки к линиям напряжением 110 кВ Центральная-Южная. Согласно [2, с.438], такая подстанция считается ответвительной.

Схемное решение для ответвительной подстанции на стороне высшего напряжения - мост с выключателями в цепях трансформаторов. Для обеспечения надежности проведения ремонтных и эксплуатационных работ на секционном выключателе 110 кВ, который в нормальном режиме выключен, предусматривается ремонтная перемычка, через которую осуществляется переток мощности. Главная схема электрических соединений представлена на рис.1.1.

На подстанции предусмотрена установка двух трехобмоточных силовых трансформаторов 110/35/10 кВ.

На стороне 35 кВ применяется схема с с

электроснабжение мощность трансформатор ток

2. Расчет мощности и выбор главных понижающих трансформаторов

2.1 Параметры нагрузок потребителей 35 и 10 кв

Параметры нагрузок потребителей представлены в таблице 2.1

Таблица 2.1 Параметры отходящих линий

Наименование присоединения	Uн, кВ	Р, кВт	Q, квар	L, км
ЖБИ337-1	10	4276	2993,2	1,8
ЖБИ337-2	10	4160	2912	1,8
РМЗ-1	10	3720	2306	1,44
РМЗ-2	10	4000	2480	1,44
МВХ-1	10	1680	1500	0,3
МВХ-2	10	1680	1500	0,3
ЗМЗ-1	10	1418	879,16	1,36
ЗМЗ-2	10	1442	894	1,36
Ротор-1	10	2406,8	1493	1,47
Ротор-2	10	2512,2	1824	1,47
База	10	310	200	0,6
ГСК	10	170	140	0,1
СК-1	10	2035,2	2075,9	2
СК-2	10	1804,8	1840,9	2
Городская-1	35	5250	2940	2,3
Городская-2	35	5250	2940	2,3

2.2 Построение суточного графика нагрузок

Электрические нагрузки подстанции представлены в виде суточного графика нагрузок изображенного на рис.2.1. Этот график построен с использованием данных суточной ведомости нагрузок, путем суммирования всех присоединений подстанции (табл.2.2.) При построении графика нагрузки принято допущение о том, что форма суточного графика зимы и лета не меняется.

2.3 Построение годового графика нагрузок

Этот график показывает длительность работы электроустановки в течении года с различными нагрузками. Построение годового графика продолжительности нагрузок производит

2.4 Расчёт средней нагрузки и коэффициента заполнения графика

Среднюю нагрузку определим по данным годового графика:

Р_ср=W _а.год/8760,

где W _а.год - потребляемая энергия активной нагрузки за год, кВтч;

W _а.год = P_i t_i ,

где P_i - активная мощность i-й ступени графика, кВт;

t_i - продолжительность i-й ступени графика, ч.

Отсюда получаем:

W_а.год=35186·365+34181·365+33706·365+32455·365+32346·365+31026·365+30741·365+30316·365+30244·36

2.5 Выбор силовых трансформаторов

Выбор силовых трансформаторов заключается в определении их числа, типа и номинальной мощности, а также в технико-экономическом обосновании принятого варианта.

Поскольку от подстанции питаются потребители всех категорий и питание от системы имеется только со стороны высшего напряжения, то требуется установка не менее двух трансформаторов.

Рассмотрим два варианта трёхфазных трёхобмоточных трансформаторов устанавливаемых на двухтрансформаторной подстанции 110/35/10 кВ.

Для двухтрансформаторной подстанции:

2.6 Технико-экономический расчёт трансформаторов

З=Р_нК_т+И ,

где Р_н - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений;

К_т - стоимость трансформатора; И =И_а+И_А- ежегодные эксплуатационные издержки; И_а =nК_та_г - издержки на амортизацию, (а_г =0,1); И_А= вДА_гг - издержки из-за потерь электроэнергии; в =1,22 [руб] - стоимость одного кВтч электроэнергии.

А_гг= n P_x8760+ 1/n P_к[0.6(S_вн/S_н)² +0

2.7 Расчет ёмкостного тока и выбор компенсирующих устройств в сети 10 кВ

Так как сети 10 кВ это сети с изолированной или компенсированной нейтралью, то необходимость установки компенсирующего устройства определяется емкостным током замыкания на землю. Емкостной ток в сети 10 кВ не должен превышать 20 А. Если емкостной ток превышает допустимое значение, то необходимо устанавливать компенсирующее устройство.

Емкостной ток рассчитывается для электрически связанной сети и зависит от числа линий. Емкостный ток рассчитывается по следующей формуле:

;

3. Расчёт токов короткого замыкания

Коротким замыканием (КЗ) называют всякое не предусмотренное нормальными условиями работы соединение двух точек электрической цепи (непосредственное или через пренебрежимо малое сопротивление). Причинами КЗ являются механические повреждения изоляции, ее пробой из-за перенапряжения и старения, а также обрывов, набросов и схлестывания проводов воздушных линий, ошибочные действия персонала и тому подобное.

Вследствие КЗ в цепях возникают опасные для элементов сети токи, которые могут вывести их из строя. Поэтому для обеспечения надежной работы электрической сети, электрообор

3.1 Расчётная схема установки

Под расчетной схемой установки понимают упрощенную однолинейную схему электроустановки с указанием всех элементов и их параметров, которые влияют на расчет роков КЗ. Расчетная схема представлена на рис.3.1. Параметры отходящих линий табл.3.1.

3.2 Эквивалентная схема замещения

Эквивалентная схема замещения представлена на рис.3.2

Выполним расчет параметров схемы замещения. Расчет ведем в относительных единицах.

Активное сопротивление трансформаторов во много раз меньше индуктивного, поэтому в расчете не учитываем активное сопротивление обмоток трансформатора. Параметры силовых трансформаторов определяются по формулам:



Для ВЛ 10 кВ:

Линии W5, W12:

3.3 Расчет токов короткого замыкания

Расчет проводим для двух режимов: максимальный и минимальный.

В минимальном режиме примем режим минимума энергосистемы и положение секционных выключателей нормально отключенное.

В максимальном режиме примем режим минимума энергосистемы и положение секционных выключателей - включено.

Для расчета токов короткого замыкания преобразуем схему замещения к такому виду, чтобы между точкой КЗ и суммарной ЭДС было только одно сопротивление. Далее находим начальное значение периодической слагающей тока КЗ по формуле:

, (3.1)

Выбор и проверка электрических аппаратов

Электрические аппараты, изоляторы и токоведущие устройства работают в условиях эксплуатации в трех основных режимах: длительном, перегрузки (с повышенной нагрузкой, которая для некоторых аппаратов достигает значения до 1,4 номинальной) и короткого замыкания (КЗ).

В длительном режиме надежная работа аппаратов, изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается правильным выбором их по номинальному напряжению и току.

В режиме перегрузки надежная работа аппаратов и других устройств электрических установок

На стороне 110 кВ устанавливаем элегазовые выключатель типа ВГБУ-110-40/2000 У1. Для вывода оборудования в ремонт и обеспечения видимого разрыва устанавливаем разъединители типа РНДЗ-1(2)-110/1000 УХЛ-1. Проверочный расчет выбора представлен в табл.4.1. Внешний вид выключателя ВГБУ-110.

В проекте предусмотрена установка на стороне 35 кВ

4.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатели высокого напряжения, в соответствии с ГОСТ 687-78, должны выбираться по следующим параметрам [2]:

- по напряжению:

U_уст U_ном, (4.1)

- по длительному току:

I_max I_ном, (4.2)

4.2 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока предназначены для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Выбор трансформаторов осуществляется:

- по напряжению установки U_цеп ? U_ном ;

- по току I_{p max} ? I_{1 ном} ;

- по конструкции и классу точности ;

- по электродинамической стойкости i_уд ? i_дин ;

- по термической стойкости B_k ? I_T²t_T ;

- по вторичной нагрузке

На стороне 110 кВ устанавливаем трансформаторы тока, встроенне в силовой трансформатор типа ТВТ-110-I-1000/5 по два на ввод, характеристики приняты по [12]. Для секционного выключателя и вводных выключателей ТВ 110-1000/5

U_ном = 110 кВ ; U_уст = 110 кВ ;

I_1ном = 1000 А ; I_{p max} = 389,25 A ;

I_2ном = 5А ;

i_дин = 28 кА ; i_уд = 3,55 кА ;

I_т²t_т = 20 ²Ч 3 = 1200 кА²с; В_к = 1,566 кА²с;

z_2ном = 30 Ом в классе точности 0,5.

4.3 Выбор трансформаторов напряжения

Условие выбора трансформатора напряжения:

U_ном U_сети .

На стороне 110 кВ выбираем трансформатор напряжения типа НКФ-110.

На стороне 35 кВ и 10 кВ устанавливаем трансформаторы типа НАМИ. Благодаря антирезонансным

4.4 Выбор ограничителей перенапряжения

Защиту от перенапряжений изоляции трансформаторов и аппаратуры выше 1кВ подстанции выполняем ограничителями перенапряжения. ОПН устанавливаются на каждую сторону 110, 35, 10кВ, а также в нейтралях силовых трансформаторов. Параметры ОПН предстовлены в табл.4.8.

Ограничитель перенапряжения (ОПН)-это защитный аппарат, состоящий из нелинейного металлооксидного сопротивления, заключенного в изоляционную покрышку. Сопротивление ОПН состоит из последовательно соединенных варисторов. Основны

4.5 Выбор изоляторов

Т.к. в РУ всех напряжений предполагается жёсткая ошинковка, то жёсткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям [2, c.226];

- по номинальному напряжению U_уст ? U_ном ;

- по допустимой нагрузке F_расч ? F_доп , (4.20)

где F_доп - допустимая нагрузка на головку изолятора.

F_доп = 0,6 F_{разр ,} (4.21)

где F_разр - разрушающая нагрузка на изгиб.

При горизонтальном и вертикальном размещении изоляторов расчётная сила, действующая на изолятор, H:

F_расч = , (4.22)

4.6 Выбор шин

Т. к. подстанция проектируется комплексной, блочного типа, то предполагается ошиновку всех распредустройств выполнить жёсткой. Выбор шин производится по следующим условиям [2, c.220];

- по допустимому току

I_max ? I_доп ,

где I_доп - допустимый ток для выбранного сечения жилы;

4.7 Выбор токопроводов

Гибкие токопроводы применяются для связи трансформаторов с распред-устройствами всех напряжений. Гибкие токопроводы проверяются:

- по электрической плотности тока

q = , (4.32)

5. Собственные нужды подстанции

5.1 Выбор трансформаторов собственных нужд

Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа оборудования.

Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов 10/0,4 кВ, называемых трансформаторами собственных нужд.

Потребителями собственных нужд являются электродвигатели обдува трансформаторов, обогрев приводов выключателей, шкафов КРУН, освещение подстанции и другие потребители.

Наиболее ответственными потребителями собственных нужд являются оперативные цепи, система связи и телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение подстанции.

Для питания оперативных цепей

5.2 Выбор предохранителей на стороне 10 кВ трансформатора собственных нужд:

- по напряжению

U_пр ? U_{ном.сети}

- по току

I_ном.пр ? I_н.max

где

Расчет и выбор плавкой вставки предохранителя

I_пл.вст ? 1,4?I_н.max

5.3 Выбор аккумуляторной батареи

Аккумуляторные батареи выбирают по необходимой емкости (А?ч), уровню напряжения и схеме ее присоединения к шинам постоянного тока.

Принимается схема аккумуляторной батареи с элементным коммутатором, работающая в режиме постоянного подзаряда. Количество элементов батареи, присоединяемых к шинам в нормальном режиме:

где n₀ - число основных элементов

6. Расчет релейной защиты

Релейную защиту подстанции предполагается выполнить на базе блоков микропроцессорной релейной защиты БМРЗ и СИРИУС.

Внешний вид БМРЗ представлен на рис.6.1.

Внешний вид БМРЗ

Рис 6.1

БМРЗ является современным цифровым устройством защиты, управления и противоаварийной автоматики и представляет собой комбинированное многофункциональное устройство, объединяющ

6.1 Расчет релейной защиты отходящих линий

Согласно ПУЭ, для линий в сетях с изолированной нейтралью, должны быть предусмотрена защита от многофазных КЗ и однофазных замыканий на землю.

На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться защита: первая ступень - токовая отсечка, вторая ступень - МТЗ с независимой или зависимой выдержкой времени.

На линиях 35 кВ трехступенчатая защита: отсечка, отсечка с выдержкой времени и МТЗ.

Токовая отсечка:

I_с.о. = k_н I⁽³⁾_к ,

6.2.1 Дифференциальная защита трансформаторов

Дифференциальную защиту трансформатора выполняем на блоке Сириус-Т3. Сириус-Т3 имеет грубую (дифференциальная токовая отсечка) и чувствительную ступень защиты (защита с торможением), а также балансировка плеч дифференциальной защиты.

Расчет: Трансформатор ТДТН 115 (±16%)/38,5 (±5%)/11 кВ мощностью 40 МВА. Установлен на двух трансформаторной подстанции. Питание имеет только со стороны ВН.

За реально возможный диапазон регулирования напряжения принят диапазон от 96,5 кВ до 126 кВ.

6.3 Расчет устройств автоматики установленных на подстанции

Устройствами автоматики, установленными на подстанции, предусматривается устранение аварий, связанных: с повреждениями на шинах 10 кВ; с повреждениями силовых трансформаторов и трансформаторов С.Н.; с отключением после неуспешного действия АПВ одной из питающих линий.

Аварии ликвидируются действием следующих автоматических устройств: АПВ выключателей 10 кВ трансформаторов (АПВТ); АВР секционного выключателя 10 кВ; АПВ на питающих линиях.

6.3.1 Расчет устройства автоматического повторного включения линии 10 кВ с односторонним питанием

БМРЗ реализует функцию двукратного автоматического повторного включения (АПВ) с возможностью программной блокировки одного или обоих циклов. Блокировка перв

6.3.2 Автоматическое включение резерва

Функция автоматического включения резерва (АВР) выполняется совместными действиями БМРЗ-СВ (секционный выключатель) и двух БМРЗ-ВВ(вводные выключатели).

БМРЗ-ВВ выполняет следующие функции:

- контролирует напряжения U_AB, U_BC на секции, напряжение до выключателя U_ВНР (схема нормального режима) и формирует команды управления выключателем ввода и секционным выключателем;

- выполняет АВР без выдержки времени при срабатывании защит трансформатора;

- контролирует параметры напряжения на секции и формирует сигнал «Разрешение АВР» для БМ

7. Безопасность и экологичность проекта

7.1 Электробезопасность и основные средства защиты от поражения электрическим током

Электробезопасность - система организационных и технических мероприятий и средств, обеспечивающих защиту людей от вредного и опасного воздействия электрического тока, электрической дуги, электромагнитного поля и статического электричества.

Опасность электрического тока в отличии прочих опасностей усугубляется тем, что человек не в состоянии без специальных приборов обнаружить напряжение дистанционно. Опасность обнаруживается слишком поздно - когда человек уже поражен. На подстанции меры безопасности устанавливаются местными инструкциям

7.2 Первичные средства тушения пожара в электроустановке

Одним из важнейших требований при проектирований ПС является принятие соответствующих мер по защите оборудования, кабелей и помещений от пожара и взрыва. В комплекс противопожарных мероприятий на ПС входят: противопожарный водопровод; стационарные установки пожаротушения распыленной

7.3 Расчёт устройств заземления и молниезащиты

При расчёте молниезащиты используется методика из [4].

Принимаем высоту молниеотвода h = 30 м.

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода

Длина отрезков: CA'=CB'=0.75h= 22,5 [м],

8. Оценка инвестиционного проекта

8.1 Определение сметной стоимости

Настоящая сметная документация проекта составлена в ценах 1984 года в соответствии с требованиями СНиП 1.02.01-85 и Методическими указаниями по определению стоимости строительства предприятий, зданий и сооружений, и составлению сводных сметных расчетов и смет, утвержденный Госстроем СССР 12 апреля 1984 года в ценах и нормах, введенных в действие с 1 января 1984 года. Стоимость оборудования в смете по ценам организаций поставщиков 2007 года. Сметная стоимость монтажа оборудования приведена в приложении таблица 8.1.

После составления сметы подсчитываются итоговые суммы:

Накладные расходы 75% от основной заработной платы:

7477,570,75=5608,18 [руб],

Плановые накопления 8% от суммы монтажа и накладных расходов:

(13272,8+5608,18) 0,08=1510,47[руб.],

Расходы на тару и упаковку 2% от стоимости оборудования:

0,0221422,22

8.2 Перерасчет сметной стоимости по СМР (в ценах 2005 года )

Определяем стоимость материальных ресурсов:

С_мр = А = С₀ - Зп_осн - Зп_эксп,

где С₀ - сметная стоимость монтажа;

Зп_осн - основная заработная плата;

Зп_эксп. - заработная плата по эксплуатации машин.

А=13272,8-2108,86-7477,57=3686,32[руб]- сметная стоимость материальных рес

8.3 Расчет срока окупаемости

Срок окупаемости определяется по формуле:

,

где П_р - прибыль подстанции, отнесенная на электрические сети, составляющая 10% от о

8.4 Расчет численности электромонтажной бригады

Для расчета численности и состава бригады электромонтажников требуется задаться ориентировочным сроком монтажа.

Примем срок монтажа - 3 месяца. Тогда срок монтажа:

Т_срок = 3·174,6 [ч];

Трудоемкость работ по таблице 8.1.

Т = 10107,78 [чел ? ч];

Производитель

8.5 Ленточный график выполнения электромонтажных работ

Ленточный график представляет собой указание о времени начала и конца той или иной работы. По длительности лент и их последовательности можно проследить занятость электромонтажных бригад. При построении графика учитывается

Заключение

В работе спроектирована районная понизительная подстанция 110/35/10 кВ промышленного назначения для электроснабжения потребителей I, II и III категории по надежности. Категорийность достигается установкой двух трехобмоточных силовых трансформаторов и применением секционирования систем шин. Подстанция спроектирована с перспективой роста электрических нагрузок н

Список используемых источников

1. Электротехнический справочник: В 3-х т. Т.2. Электротехнические изделия и устройства/ Под общ. Ред. Профессоров МЭИ (гл. ред. И.Н.Орлов) и др. -7-е изд., испр. и доп.-М.: Энергоатомиздат, 1986.-712 с.

2. Рожкова, Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций. Учеб. для техникумов. - 3-е изд., перераб. и доп./ Л.Д. Рожкова, Д.С. Козулин Д.С. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.

3. Правила устройства электроустановок. - 7-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат.

4. Рогов, Г.А. Методические указания для курсового проектирования. Электрическая часть станций и подстанций./ Г.А. Рогов - Вологда: ВоПИ, 1997. - 35 c.

5. Князевский, Б.А. Охрана труда в электроустановках: Учеб. для вузов- 3-е изд., перераб. и доп./ / Б.А. Князевский, Т.П. Марусова, И.А. Чекалин, Н.В. Шипунов; Под ред. Б.А. Князевского - М.: Энергоатомиздат, 1983. - 336 с.

6. Долин, П.А. Справочник по технике безопасности. - 5-е изд., перераб. и доп./ П.А. Долинc. - М.: Энергоиздат, 1982. - 800 с.

7. Андреев, В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учебник для вузов по специальности электроснабжение.- 3-е изд., перераб. и доп./ В.А. Андреев. - М.: Высшая школа, 1991. - 496 с.

Размещено на Allbest.ru