Проект изменения электрической части районной подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ АВТОНОМНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«СЕВАСТОПОЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ ЯДЕРНОЙ ЭНЕРГИИ И ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Кафедра: «Электроэнергетические системы атомных станций»

РАСЧЕТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту

по дисциплине: «Электрические станции и подстанции»

Тема: «Проект изменения электрической части районной подстанции»

Выполнил:

студент группы Эсн/б-45-о

Хомюк Альбина Геннадьевна

Руководитель проекта:

Дубков Евгений Александрович

Севастополь - 2017



СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Выбор главной схемы и схемы электрических соединений подстанции

2. Выбор схемы электроснабжения собственных нужд подстанции

3. Расчет токов короткого замыкания в схеме подстанций

3.1 Построение схемы замещения электрической системы в относительных единицах

3.2 Короткое замыкание к1 на шинах 330 кв

3.3 Короткое замыкание к2 на шинах 220 кв

3.4 Короткое замыкание к3 на шинах 110 кв

3.5 Короткое замыкание к4 на шинах 10 кв

3.6 Короткое замыкание к5 на шинах 0.4 кв

3.7 Выбор коммутационных аппаратов главной схемы и схемы электроснабжения собственных нужд

3.8 Выбор устройств, корректирующих ток и напряжение

3.9 Расчет номинальной мощности укрм на шинах 10 кв

3.10 Расчет номинальной мощности ку на шинах 110 кв

3.11 Расчет номинальной мощности ку на шинах 220 кв

4. Выбор шин и токопроводов

5. Выбор устройств, корректирующих ток и напряжение

5.1 Расчет номинальной мощности УКРМ на шинах 10 кВ

5.2 Расчет номинальной мощности КУ на шинах 110 кВ

5.3 Расчет номинальной мощности КУ на шинах 220 кВ

6. Выбор шин и токопроводов

Заключение

Список использованной литературы



ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время электрическая энергия является наиболее широко используемой формой энергии. Это обусловлено относительной легкостью ее получения, преобразования, передачи на большое расстояние и распределения между приемниками. Огромную роль в системах электроснабжения играют электрические подстанции -- электроустановки, предназначенные для преобразования и распределения электрической энергии.

Развитие сельскохозяйственного производства, создание аграрнопро-мышленных комплексов приводит к необходимости реконструкции и строи-тельству новых электрических сетей в сельской местности, к постоянному повышению их пропускной способности и более высоких требований к на-дeжности электроснабжения. В существующем электроснабжении сельского хозяйства имеются недостатки. Даже животноводческие комплексы, являющиеся потребителями первой категории по надёжности электроснабжения, не все обеспечены резервированием электроснабжения. Одна из причин имеющихся недостатков существующего электроснабжения сельских потребителей - недостаточное оснащение действующих электрических сетей современным оборудованием. Часть действующих сетей имеет недостаточную пропускную способность, поскольку расчётные нагрузки при их проектировании принимались на перспективу 5-10 лет, а находятся они в эксплуатации гораздо большее количество лет.

Тупиковая ПС - это ПС, получающая электроэнергию от одной электроустановки высшего напряжения к ЭУ потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов.

Подстанции (ПС) предназначены для приёма, преобразования и распределения электроэнергии.

Схема подстанции тесно увязывается с назначением и способом присоединения подстанции к питающей сети и должна:

-обеспечивать надёжность электроснабжения потребителей подстанции и перетоков мощности по межсистемным или магистральным связям в нормальном и в послеаварийном режимах;

-учитывать перспективу развития;

-допускать возможность постепенного расширения РУ всех напряжений;

-учитывать требования противоаварийной автоматики;

Главная схема электрических соединений подстанции является тем основным элементом, который определяет все свойства, особенности и техническую характеристику подстанции в целом. При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования и аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме, а также принципиальное решение вопросов защиты, степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции.



1. ВЫБОР ГЛАВНОЙ СХЕМЫ И СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ

В современных условиях для обеспечения надежности и экономичности электроснабжения потребителей необходима совместная работа большого числа электростанций, подстанций и связывающих их электрических сетей разных напряжений. Однако при этом электрические схемы станций и подстанций должны обеспечивать соединение их отдельных элементов достаточно просто, надежно и удобно. В условиях эксплуатации подстанций возникает необходимость изменения схемы при выводе оборудования в ремонт, ликвидации аварий. Чтобы можно было производить эти изменения электрических схем, их элементы -- трансформаторы, шины распределительных устройств (РУ), воздушные и кабельные линии -- соединяют друг с другом посредством коммутационных аппаратов. Главная схема (ГС) электрических соединений энергообъекта -- это совокупность основного электротехнического оборудования, коммутационной аппаратуры и токоведущих частей, отражающая порядок их соединения между собой. Для главных схем подстанций определяющими факторами являются местоположение подстанции в энергосистеме и ее назначение, мощность, перерабатываемая на подстанции и проходящая через нее транзитом, количество и мощность трансформаторов и отходящих линий, уровни их напряжений, категории потребителей, которые питаются по этим линиям.

По способу начертания главные схемы подстанций подразделяются на многолинейные, на которых показываются все фазы электроустановки и нулевой провод, и однолинейные, на которых изображается только одна фаза, остальные ввиду их аналогичности не показываются. Графическое изображение однолинейных схем значительно проще, повышается наглядность и запоминаемость таких схем. Однолинейные схемы составляют для всей электроустановки, те участки схемы, где по фазам есть отличия, имеют многолинейное изображение. Выбранная схема при выполнении электроустановки должна обеспечивать ряд условий:

· обеспечивать надежность электроснабжения потребителей;

· осуществлять эксплуатацию с минимальными затратами средств и расходом материалов;

· обеспечивать безопасность и удобство обслуживания;

· исключать возможность ошибочных операций персоналом в процессе срочных переключений.

Выполнение последнего условия затрудняется при очень сложной схеме электроустановки, однако значительное упрощение схемы может вызвать трудности для выполнения первого условия в отношении надежности электроснабжения.

При выборе схем распределительных устройств подстанции следует учитывать число присоединений (линий и трансформаторов), требования надежности электроснабжения потребителей и обеспечения транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтных и послеаварийных режимах. Схемы подстанций должны формироваться таким образом, чтобы была возможность их поэтапного развития. При возникновении аварийных ситуаций должна быть возможность восстановления электроснабжения потребителей средствами автоматики. Число и вид коммутационных аппаратов выбираются таким образом, чтобы обеспечивалась возможность проведения поочередного ремонта отдельных элементов подстанции без отключения других присоединений.

Однако прежде чем составлять главную схему, изобразим структурную схему (рис.1) проектируемой подстанции.



Рис.1 Структурная схема районной подстанции

При составлении главной схемы электрической части подстанции были использованы следующие схемы РУ [4], [5], [6], [9]:

§ для напряжения 10 кВ - схема РУ низшего напряжения с одной несекционированной системой шин.

§ для напряжений 110 кВ и 220 кВ - схемы подстанции с двумя несекционированными системами шин (с шиносоединительным выключателем ШСВ)

§ для напряжения 330 кВ - схема подстанции с двумя выключателями на линии.



Рис.2 Главная схема районной подстанции (упрощенная)

Достоинства схем с одиночной системой шин:

- схемы просты и наглядны в обслуживании, что практически исключает ошибочные операции с разъединителями;

- обеспечивается достаточная надежность электроснабжения, если потребитель связан с РУ двумя линиями, подсоединенными к разным секциям;

- относительно низкая стоимость.

Недостатки схем с одиночной системой шин:

- происходит погашение секции при ремонте или при аварии на секции, в выключателе или в шинном разъединителе присоединений;

- ремонт выключателя и линейного разъединителя связан с отключением присоединения.

Область применения. Схемы с одной секционированной системой сборных шин применяются в РУ напряжением 6-35 кВ на подстанциях и в генераторных распределительных устройствах ТЭЦ.

Достоинства схем с двойной системой шин:

- возможность ремонта сборных шин без погашения присоединений;

- быстрое восстановление питания присоединений при повреждении на сборной шине (в данном случае питание присоединений теряется только на время проведения оперативным персоналом соответствующих переключений);

- возможность деления системы на части для повышения надежности электроснабжения или уменьшения токов КЗ;

- возможность перевода присоединений с одной системы шин на другую без их отключения.

Недостатки схем с двойной системой шин:

- использование шинных разъединителей в качестве оперативных элементов уменьшает надежность схемы из-за возможных ошибочных действий персонала;

- ремонт выключателей и линейных разъединителей связан с отключением присоединений или перерывом в его питании, если на ремонтируемый элемент ставится запетление;

- при отказе шиносоединительного выключателя погашаются обе системы шин.

Область применения.

Схемы с двумя системами сборных шин применяются при большом числе присоединений на секции (более 6 - 8). Их применение особенно оправдано в тех случаях, когда потребители питаются по нерезервируемым линиям. В настоящее время область использования РУ с двумя системами шин резко уменьшилась. Они применяются в основном на станциях и подстанциях при напряжениях 110-330 кВ и большом числе присоединений. Реже эти схемы используются в РУ 6-10 кВ, предпочтение отдают одной секционированной системе сборных шин.

Для данной подстанции выбираем понижающие трансформаторы. Приняв для двигательной нагрузки cos ц = 0.85, определяем Q_уст и расчетную нагрузку:

1) На напряжении 10 кВ:

где

;

k_с - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. В ориентировочных расчетах можно принять k_c = 0, 8.

По каталожным данным выбираем трансформатор Т3 ТДЦ-125000/330, S_{Т ном}=125 МВА, 330 кВ/10 кВ (минимальное из предложенных).

2) На напряжении 110 кВ:

где

.

По каталожным данным выбираем автотрансформатор AТ2 АТДЦТН-125000/330/110, S_{Т ном}=125 МВА, 330 кВ/110 кВ (минимальное из предложенных).

3) Автотрансформатор между шинами 330 кВ и 220 кВ:



где

.

По каталожным данным выбираем автотрансформатор АТ1 АОДЦТН-133000/330/220, S_{Т ном}=133*3 МВА, 330 кВ/220 кВ (по одному на фазу).



2. ВЫБОР СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОДСТАНЦИИ

На подстанциях 35-220 кВ и более для питания электроэнергией вспомогательных приборов, агрегатов и прочих потребителей собственных нужд (СН) используют разветвленные системы электрических соединений. Они обеспечивают нормальное функционирование подстанций, гарантируя бесперебойное электроснабжение ответственных потребителей оперативным переменным, постоянным током. Обесточенные устройств СН может привести к полному погашению подстанции, либо стать причиной развития серьезных проблем в будущем при её восстановлении, вводе в работу.

Для электроснабжения потребителей СН подстанций предусматриваются трансформаторы собственных нужд (ТСН) со вторичным напряжением 380/220 В, которые получают электроэнергию от сборных шин РУ--6(10) кВ. Такая схема питания ТСН обладает недостатком, который заключается в нарушении электроснабжения потребителей СН при повреждениях на шинах РУ, от которого питаются ТСН. Поэтому ТСН трансформаторных подстанций предпочитают подключать к выводам низшего напряжения главных понижающих трансформаторов -- на участках между трансформатором и выключателем. Мощность трансформаторов СН выбирается по нагрузкам СН с учетом коэффициентов загрузки и одновременности.

Потребители собственных нужд проектируемой подстанции сводятся в таблицу 1 с указанием суммарной потребляемой мощности [7], [8]:

Таблица №1

Потребитель	Суммарная потребляемая мощность (кВт)
Оперативные цепи	50
Охлаждение трансформаторов и автотрансформаторов	3*44.4
Отопление и вентиляция	100
Подогрев проводов, отделителей, выключателей, шкафов управления	10
Освещение (внутреннее, наружное, аварийное, охранное)	50
Зарядные и подзарядные аккумуляторные батареи	2*23
Итого (Руст):	389.2

В учебном проектировании можно по ориентировочным данным определить основные нагрузки СН подстанции Р_уст, кВт. Приняв для двигательной нагрузки cos ц = 0.85, определяют Q_уст и расчетную нагрузку:

где

;

k_с - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. В ориентировочных расчетах можно принять k_c = 0, 8.

Мощность трансформаторов СН на подстанции при двух трансформаторах СН с постоянным дежурством:

По каталожным данным выбираем два трансформатора ТМ-250-10, S_{Т ном}=250 кВА, 10 кВ/0.4 кВ.

Тогда коэффициент допустимой аварийной перегрузки равен

что значит: в случае аварии оставшийся трансформатор будет работать с перегрузкой в 27% (норма 40%).

С учетом выбранных трансформаторов выбираем схему собственных нужд подстанции (рис. 3):

Рис.3 Схема собственных нужд подстанции



3. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ В СХЕМЕ ПОДСТАНЦИЙ

3.1 Построение схемы замещения электрической системы в относительных единицах

Схему замещения строим для начального момента переходного процесса короткого замыкания. Все генераторы и двигатели (нагрузки) вводим в схему замещения своими сверхпереходными параметрами - ЭДС и сопротивлениями; линии и трансформаторы - индуктивными сопротивлениями. Порядок расчета взят из учебного пособия [3].

1. За базисную мощность принимаем

S_б = 125 МВА.

2. Выделяем четыре ступени напряжения, для которых в качестве базисных принимаем значения из ряда номинальных напряжений:

U_бI = 340 кВ; U_бII = 230 кВ; U_бIII = 115 кВ; U_бIV = 10, 5 кВ; U_бV = 0, 4 кВ,

3. Сопротивление элементов в относительных единицах при выбранных базисных условиях

Сопротивления нагрузок, приведенные к базисным условиям,

.

Опуская в целях упрощения записи штрихи, получаем

ЭДС системы в о.е. U_C1 == 0, 97; U_C2 == 0, 96.

Сверхпереходная ЭДС двигательной нагрузки

.

Здесь учтено, что

а

Тогда

U_нг == 0, 96.

При коэффициенте мощности нагрузки cosц₀ = 0, 85 имеем sinц₀ = 0, 527. Тогда для всех нагрузок независимо от величины

Полная схема замещения, составленная на основании расчетной схемы (рис. 2), представлена на рис. 4.



Рис.4 Схема замещения

3.2 Короткое замыкание К1 на шинах 330 кВ

Точка короткого замыкания К1 подпитывается с четырех сторон: со стороны системы С1, со стороны шин 220 кВ, 110 кВ и 10 кВ. Упростим схему замещения, предварительно найдя эквивалентные сопротивления. Расчет ведем в относительных единицах.

Эквивалентное сопротивление со стороны шин 110 кВ:

Эквивалентное сопротивление со стороны шин 10 кВ:



Эквивалентное сопротивление со системы:

Эквивалентное сопротивление со стороны шин 220 кВ:

Найдем эквивалентную ЭДС со стороны шин 220 кВ:

Упрощенная схема замещения относительно точки короткого замыкания К1 изображена на рисунке 5.

Рис.5 Упрощенная схема замещения относительно точки короткого замыкания К1 на шинах 330 кВ



Расчет начальных (сверхпереходных) токов в ветвях, прилегающих к точке К1, в о.е.:

Базисный ток I ступени:

Расчет ударных токов короткого замыкания.

Постоянные времени Т_а затухания апериодической составляющей:

- ветвь системы C1: Т_а1= Т_ас1=0, 03 с;

- ветвь со стороны 220 кВ: Т_а2= (Т_ас2+ Т_ал2+Т_аАТ1)+Т_анг220=0, 06+0, 04=0, 1 с;

- ветвь со стороны 110 кВ: Т_а3= Т_анг110+Т_аАТ2 =0, 04+30/314=0, 14 с;

- ветвь со стороны 10 кВ: Т_а4= Т_анг10+ Т_аТ3 =0, 04+30/314=0, 14 с.

Ударные коэффициенты:

- ветвь системы C1: k_y1=1+e^-0.01/Та1=1+e^{-0.01/0, 03}=1, 72;

- ветвь со стороны 220 кВ: k_y2=1+e^-0.01/Та2=1+e^{-0.01/0, 1}=0, 9;

- ветвь со стороны 110 кВ: k_y3=1+e^-0.01/Та3=1+e^{-0.01/0, 14}=1, 93;

- ветвь со стороны 10 кВ: k_y4=1+e^-0.01/Та4=1+e^{-0.01/0, 14}=1, 93.

Значения ударных токов:



Периодическая составляющая ударных токов короткого замыкания в момент времени ф=0, 01с:

Апериодическая составляющая ударных токов короткого замыкания в момент времени ф=0, 01с:

3.3 Короткое замыкание К2 на шинах 220 кВ

Точка короткого замыкания К2 подпитывается с трех сторон: со стороны системы С2, со стороны шин 330 кВ, со стороны нагрузки 220 кВ. Упростим схему замещения, предварительно найдя эквивалентные сопротивления. Расчет ведем в относительных единицах.

Эквивалентное сопротивление со стороны шин 110 кВ:



Эквивалентное сопротивление со стороны шин 10 кВ:

Эквивалентное сопротивление со системы С1:

Эквивалентное сопротивление со стороны шин 330 кВ:

Эквивалентное сопротивление со стороны системы С2:

Найдем эквивалентную ЭДС со стороны шин 330 кВ:

Упрощенная схема замещения относительно точки короткого замыкания К2 изображена на рисунке 6.



Рис.6 Упрощенная схема замещения относительно точки короткого замыкания К2 на шинах 220 кВ

Расчет начальных (сверхпереходных) токов в ветвях, прилегающих к точке К2, в о.е.:

Базисный ток II ступени:

Расчет ударных токов короткого замыкания.

Постоянные времени Т_а затухания апериодической составляющей:

- ветвь со стороны 330 кВ: Т_а1=((Т_ас1+ Т_ал1)+Т_анг110+Т_анг10+ +Т_аАТ2+Т_T3)/6= =(0.04+6/314+0.04+30/314+0.04+30/314)/6=0, 055 с;

- ветвь системы C2: Т_а2= (Т_ас2+ Т_ал2)=(0, 06+6/314)/2=0.04 с;

- ветвь со стороны нагрузки 220 кВ: Т_а3= Т_анг220 =0, 04 с.

Ударные коэффициенты:

- ветвь со стороны 330 кВ: k_y1=1+e^-0.01/Та1=1+e^{-0.01/0, 055}=1, 83;

- ветвь системы C2: k_y2=1+e^-0.01/Та2=1+e^{-0.01/0, 04}=1, 78;

- ветвь со стороны нагрузки 220 кВ: k_y3=1+e^-0.01/Та3=1+e^{-0.01/0, 04}=1, 78.

Значения ударных токов:

Периодическая составляющая ударных токов короткого замыкания в момент времени ф=0, 01с:

Апериодическая составляющая ударных токов короткого замыкания в момент времени ф=0, 01с:



3.4 Короткое замыкание К3 на шинах 110 кВ

Точка короткого замыкания К3 подпитывается с двух сторон: со стороны шин 330 кВ, со стороны нагрузки 110 кВ. Упростим схему замещения, предварительно найдя эквивалентные сопротивления. Расчет ведем в относительных единицах.

Эквивалентное сопротивление со стороны шин 330 кВ:

Найдем эквивалентную ЭДС со стороны шин 330 кВ:



Упрощенная схема замещения относительно точки короткого замыкания К3 изображена на рисунке 7.

Рис.7 Упрощенная схема замещения относительно точки короткого замыкания К3 на шинах 110 кВ

Расчет начальных (сверхпереходных) токов в ветвях, прилегающих к точке К3, в о.е.:

Базисный ток III ступени:

Расчет ударных токов короткого замыкания.

Постоянные времени Т_а затухания апериодической составляющей:

- ветвь со стороны 330 кВ: Т_а1=((Т_ас1+ Т_ал1)+Т_анг220+(Т_ас2+ Т_ал2)+ +Т_аАТ1+Т_аАТ2+ +Т_T3+Т_анг10)/7= =(0.04+0.04+0.04+3*30/314+0.04)/7=0, 06 с;

- ветвь со стороны нагрузки 110 кВ: Т_а2= Т_анг110 =0, 04 с.

Ударные коэффициенты:

- ветвь со стороны 330 кВ: k_y1=1+e^-0.01/Та1=1+e^{-0.01/0, 06}=1, 85;

- ветвь со стороны нагрузки 110 кВ: k_y2=1+e^-0.01/Та2=1+e^{-0.01/0, 04}=1, 78.

Значения ударных токов:

Периодическая составляющая ударных токов короткого замыкания в момент времени ф=0, 01с:

Апериодическая составляющая ударных токов короткого замыкания в момент времени ф=0, 01с:

3.5 Короткое замыкание К4 на шинах 10 кВ

Точка короткого замыкания К4 подпитывается с трех сторон: со стороны шин 330 кВ, со стороны нагрузки 10 кВ, со стороны собственных нужд. Упростим схему замещения, предварительно найдя эквивалентные сопротивления. Расчет ведем в относительных единицах.

Эквивалентное сопротивление со стороны шин 330 кВ:

Найдем эквивалентную ЭДС со стороны шин 330 кВ:

ЭДС СН:

Упрощенная схема замещения относительно точки короткого замыкания К4 изображена на рисунке 8.

Рис.8 Упрощенная схема замещения относительно точки короткого замыкания К4 на шинах 10 кВ

Расчет начальных (сверхпереходных) токов в ветвях, прилегающих к точке К4 в о.е.:

Базисный ток IV ступени:



Расчет ударных токов короткого замыкания.

Постоянные времени Т_а затухания апериодической составляющей:

- ветвь со стороны 330 кВ: Т_а1=0.06 с;

- ветвь со стороны нагрузки 10 кВ: Т_а2=0.04 с;

- ветвь СН: Т_а3= (2Т_аТСН +Т_анг10)/3=(2*30/314+0, 04)/3=0, 077 с.

Ударные коэффициенты:

- ветвь со стороны 330 кВ: k_y1=1+e^-0.01/Та1=1+e^{-0.01/0, 06}=1, 85;

- ветвь со стороны нагрузки 10 кВ: k_y2=1+e^-0.01/Та2=1+e^{-0.01/0, 04}=1, 78;

- ветвь СН: k_y3=1+e^-0.01/Та3=1+e^{-0.01/0, 077}=1, 88.

Значения ударных токов:

Периодическая составляющая ударных токов короткого замыкания в момент времени ф=0, 01с:

Апериодическая составляющая ударных токов короткого замыкания в момент времени ф=0, 01с:



3.6 Короткое замыкание К5 на шинах 0.4 кВ

Точка короткого замыкания К5 подпитывается с двух сторон: со стороны всей системы и со стороны нагрузки собственных нужд. Упростим схему замещения, предварительно найдя эквивалентные сопротивления. Расчет ведем в относительных единицах.

Предварительное эквивалентирование схемы замещения представлено на рисунке 9.

Рис.9 Промежуточная схема замещения относительно точки кз К5 на шинах 0, 4 кВ

Эквивалентное сопротивление со стороны всей системы С:

Найдем эквивалентную ЭДС со стороны всей системы С:



ЭДС СН:

Упрощенная схема замещения относительно точки короткого замыкания К5 изображена на рисунке 10.

Рис.10 Упрощенная схема замещения относительно точки короткого замыкания К5 на шинах 0, 4 кВ

Расчет начальных (сверхпереходных) токов в ветвях, прилегающих к точке К5 в о.е.:

Базисный ток V ступени:

Расчет ударных токов короткого замыкания.

Постоянные времени Т_а затухания апериодической составляющей:

- ветвь со стороны системы: Т_а1=0.05 с;

- ветвь со стороны нагрузки 0, 4 кВ: Т_а2=0.04 с.

Ударные коэффициенты:

- ветвь со стороны системы: k_y1=1+e^-0.01/Та1=1+e^{-0.01/0, 05}=1, 8;

- ветвь со стороны нагрузки 0, 4 кВ: k_y2=1+e^-0.01/Та2=1+e^{-0.01/0, 04}=1, 78.

Значения ударных токов:

Периодическая составляющая ударных токов короткого замыкания в момент времени ф=0, 01с:

Апериодическая составляющая ударных токов короткого замыкания в момент времени ф=0, 01с:



4. ВЫБОР КОММУТАЦИОННЫХ АППАРАТОВ ГЛАВНОЙ СХЕМЫ И СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД

Электрические аппараты выбираются по расчетным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. При этом расчетные величины должны быть меньшими или равными номинальным (каталожным) параметрам. Все электрические аппараты выбираются по номинальному напряжению (Up.макс < Uн), роду установки (внутренняя, наружная) и конструктивному исполнению. По номинальному току (Iр.макс < Iн) выбираются те аппараты, по которым протекают рабочие токи (выключатели, разъединители, трансформаторы тока) [1], [6].

Рабочие максимальные токи определяются по выражению

.

Для линии W1-W4

Результаты выбора и проверки сразу заносятся в таблицу №2.

Таблица №2

	Расчетные данные		Номинальные данные
	Uном, кВ	Iр.max, А	In, ф, кА	Iу, кА	Тип ком. аппарата	Iном, А	Iн.откл, кА	Iнаиб.пик, кА	tоткл., с
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Q1-Q8	330	61	0.998/4	3.389/4	ВНВ-330А-40/3150У1	3150	40	102	0.04+0.2
QS1-QS16					РНД	3200		160
Q9-Q14	220	102	2.34/6	7.565/6	ВНВ-220А-63/3150У1	3150	63	162	0.04+0.2
QS17-QS30					РДЗ	1000		100
Q15	330	219	0.235	0.69	ВНВ-330А-40/3150У1	3150	40	102	0.04+0.2
QS32-QS32					РНД	3200		160
Q16	330	219	0.082	0.24	ВНВ-330А-40/3150У1	3150	40	102	0.04+0.2
QS33-QS34					РНД	3200		160
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Q17	330	233*3	1.78	2.509	ВНВ-330А-40/3150У1	3150	40	102	0.04+0.2
QS35-QS36					РНД	3200		160
Q18	220	349*3	1.6	5.002	ВНВ-220А-63/3150У1	3150	63	162	0.04+0.2
QS37-QS38					РДЗ	2000		100
Q19-Q23	220	102	0.84/5	1.19	ВНВ-220А-63/3150У1	3150	63	162	0.04+0.2
QS39-QS48					РДЗ	1000		100
Q24	110	656	3.12	9.67	ВВБК-110Б-50/3150У1	3150	50	128	0.06+0.2
QS49-QS50					РДЗ	1000		80
Q25	10	7217	32.39	99.8	МГУ-20-90/9500У3	9500	90	300	0.2+0.2
Q26-Q28	10	481	2.32	7.51	ВВУ-35А-40/2000У1	2000	40	102	0.07+0.2
QS61-QS65					РДЗ	1000		63
Q29-Q32	110	105	0.69	2.23	ВВБК-110Б-50/3150У1	3150	50	128	0.06+0.2
QS53-QS60, QS66-QS69					РДЗ	1000		80
ШСВ220	220				ВНВ-220А-63/3150У1	3150	63	162	0.04+0.2
ШСВ110	110				ВВБК-110Б-50/3150У1	3150	50	128	0.06+0.2
QS51-QS52	110				РДЗ	1000		80
QF1-QF2	10	14.4	0.041	0.12	ВВЭ-10-31, 5/1250У3	1250	31, 5	80	0.075
QF3-QF8	0.4	361	11.46	36.42	АВ2М10 СВ 55-41?630А выдв, с эл.прив.	400	20
QF9-QF20	0.4	562 (среднее значение)	0.98	3.17	АВ2М10 СВ 55-41?800А выдв., с руч.прив.	800	20

где I_ном> I_р.max - проверка на нагрузочную способность,

I_н.откл> I_{n, ф} - проверка на отключающую способность,

I_{наиб.пик}> I_у - проверка на динамическую стойкость,

I_{терм.ст.}/t_доп. > I_п²t_откл. - проверка на термическую стойкость.



5. ВЫБОР УСТРОЙСТВ, КОРРЕКТИРУЮЩИХ ТОК И НАПРЯЖЕНИЕ

Мощность, потребляемая нагрузкой на переменном токе, подразделяется на активную (P) и реактивную (Q) составляющую. Полезную работу совершает только активная мощность, а реактивная мощность идет на создание магнитного и электрического поля. Передача реактивной мощности от источников генерации к потребителю нежелательна по следующим причинам:

· появляются дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах электрической сети;

· возрастают потери напряжения;

· увеличиваются капитальные затраты на строительство сетей, так как приходится ставить более мощное оборудование на подстанциях и прокладывать линии с большим сечением жил проводов и кабелей.

Существует ряд мероприятий по снижению потребления реактивной мощности, в частности, установка компенсирующих устройств (КУ). Очевидно, что наиболее целесообразно ставить КУ в местах потребления реактивной мощности, так как в этом случае разгружается все элементы сети, участвующие в передаче электроэнергии. Для компенсации реактивной мощности используются конденсаторные батареи, синхронные компенсаторы, тиристорные компенсаторы [5].

Соотношение потребления активной и реактивной мощности характеризуется коэффициентом реактивной мощности -.

Предельные значения tg? в часы больших суточных нагрузок электрической сети для потребителей, присоединенных к сетям напряжением ниже 220 кВ, определяются в соответствии табл. №3.



Таблица №3 Предельные значения коэффициента реактивной мощности

Положение точки присоединения потребителя к электрической сети	tg?
- напряжением 110 кВ	0, 5
- напряжением 35 кВ	0, 4
- напряжением 6-20 кВ	0, 4
- напряжением 0, 4 кВ	0, 35

В электрических сетях двух и более номинальных напряжений (например, 220/110 кВ) следует в первую очередь устанавливать КУ в сетях 10 кВ, питающихся от подстанций более низкого номинального напряжения (например, 110 кВ).

5.1 Расчет номинальной мощности УКРМ на шинах 10 кВ

Расчет номинальной мощности УКРМ на шинах 10 кВ для следующих условий:

параметры нагрузки:

· P_р.нагр.= 25 МВт;

· P_{р.min.нагр.}= 25*60%=15 кВт (расчётная мощность в режиме малых нагрузок);

· cos?_р.нагр. = 0, 85;

заданный диапазон значений коэффициента реактивной мощности:

· tg?_max= 0, 4;

· tg?_min = 0;

паспортные значения трансформатора:

· S_Т = 125 МВА;

· ДP_xx =125 кВт;

· ДP_к = 380 кВт;

· I_хх = 0, 55%;

· U_к = 11 %.

Выполним последовательно расчеты по формулам, при этом примем номинальную мощность УКРМ равной реактивной мощности нагрузки.

Выполним подбор номинальной мощности УКРМ по выражению:

Выбираем по каталогу завода-изготовителя пять УКРМ с номинальной мощностью 2700 кВАр.

5.2 Расчет номинальной мощности КУ на шинах 110 кВ

Произведем расчет номинальной мощности и ступени регулирования КУ на шинах 110 кВ для следующих условий:

параметры нагрузки:

· P_р.нагр.= 80 МВт;

· P_{р.min.нагр.}= 80*60%=48 кВт (расчётная мощность в режиме малых нагрузок);

· cos?_р.нагр. = 0, 85;

заданный диапазон значений коэффициента реактивной мощности:

· tg?_max= 0, 5;

· tg?_min = 0;

паспортные значения трансформатора:

· S_Т = 125 МВА;

· ДP_xx =125 кВт;

· ДP_к = 380 кВт;

· I_хх = 0, 55%;

· U_к = 11 %.

Выполним последовательно расчеты по формулам, при этом примем номинальную мощность БСК равной реактивной мощности нагрузки.

Выполним подбор номинальной мощности БСК по выражению:

Выбираем по каталогу завода-изготовителя БСК с номинальной мощностью 52 МВАр.

5.3 Расчет номинальной мощности КУ на шинах 220 кВ

Выбираем по каталогу завода-изготовителя БСК с номинальной мощностью 104 МВАр.



6. ВЫБОР ШИН И ТОКОПРОВОДОВ

Сечение токопроводов и шин выбирается по экономической плотности и выбирается из стандартных значений [1], [2] с занесением в таблицу №4.

Экономическое сечение токопровода равно:

F_эк=I_ном/j_эк.

Таблица №4

Участок	Uном, В	Iном, А	jэк, А/мм2	Fэк, мм2	Марка* токопровода/шины
ЛЭП W1-W4	330	61	1.1	55	АС-240/32
ЛЭП W-W10	220	102	1.1	93	АС-240/32
АТ1	330	233	1.1	211	АС-240/32
	220	349	1.1	202	АС-240/32
АТ2	330	219	1.1	199	АС-240/32
	110	656	1.1	596	3*АС-240/32
Т3	330	219	1.1	199	АС-240/32
	10	7217	3.1	1038	2*А-600
Нагрузка	220	102	1.1	93	АС-240/32
	110	105	1.1	95	АС-95-16
	10	481	1.1	437	2*АС240/32
Шины	330	184	1.1	167	АС-240/32
	220	512	1.1	465	АС-500/26
	110	420	1.1	462	АС-500/26
	10	1443	3.1	465	А-500
ТСН1, ТСН2	10	14	1.1	13	АС-70/11
	0, 4	361	3.1	116	АВВГ 3*120
Нагрузка СН	0, 4	562	3.1	181	АВВГ 3*185

*минимальное сечение принимается по условии коронирования.



7. ВЫБОР И РАСЧЕТ СХЕМЫ ЗАЗЕМЛЕНИЯ И ГРОЗОЗАЩИТЫ

Устройство молниезащиты обеспечивает защиту ОРУ oт прямых ударов молнии (ПУМ). Эта защита осуществляется стержневыми молниеотводами. Разработка молниезащиты ОРУ заключается в выборе типа, высоты и таких мест установки молниеотводов, чтобы все токоведущие части и аппараты ОРУ располагались в их зонах защиты. Необходимые для расчета зон защиты геометрические размеры ОРУ принимаются из его конструктивных чертежей.

Заземляющее устройство ОРУ используется одновременно для защитного, рабочего и грозозащитного заземлений. При проектировании устройства заземления необходимо выбрать такую его конструкцию и размеры, при которых его сопротивление растеканию тока не превышает допустимого по ПУЭ значения.

Заземлители бывают искусственные, предназначенные исключительно для заземления, и естественные - находящиеся в земле металлические предметы иного назначения.

Для искусственных заземлителей применяют обычно вертикальные и горизонтальные электроды. В качестве вертикальных электродов используют стальные трубы диаметром 5...6 см с толщиной стенки не менее 1, 5 мм и угловую сталь с толщиной полок не менее 4 мм (обычно это угловая сталь от 40х40 до 60х60 мм) отрезками 2, 5...3 м. Применяют также прутковую сталь диаметром не менее 10 мм, длиной до 10 м.

Для связи вертикальных электродов применяют горизонтальные электроды (полосовая сталь сечением не менее 4х12 мм и сталь круглого сечения диаметром не менее 6 мм).

Размещение электродов выполняют в соответствии с проектом.

В качестве естественных заземлителей могут использоваться проложенные в земле водопроводные и другие металлические трубы (кроме трубопроводов горючих жидкостей и газов), отсадные трубы скважин, колодцев, шурфов; металлические и железобетонные конструкции зданий и сооружений, свинцовые оболочки кабелей, проложенные в земле и т.п.

В качестве естественных заземлителей подстанций и РУ рекомендуется использовать заземлители опор отходящих линий электропередачи, соединенных с помощью грозозащитных тросов линий с заземляющим устройством подстанции ли РУ, а также железобетонные фундаменты элементов опор воздушных линий электропередачи.

Расчет заземлителя в однородной земле методом коэффициентов использования по допустимому сопротивлению [5].

Рис. 5 План подстанции и схема заземлителя (500*400 м)

В качестве естественного заземлителя будет использована металлическая технологическая конструкция, частично погруженная в землю; ее расчетное сопротивление растеканию тока (с учетом сезонных изменений) R_е = 12 Ом. Ток замыкания на землю не известен, однако известна протяженность линий: 330 кВ - воздушных l_ВЛ = 410 км (берем по максимальному напряжению). Заземлитель предполагается выполнить из вертикальных стержневых электродов длиной l_В =3 м, диаметром d = 12 мм, верхние концы которых соединяются с помощью горизонтального электрода - стальной полосы суммарной длиной L_г = 1800 м, сечением (aЧb) 4 х 40 мм, уложенной в землю на глубине t₀ = 0, 6 м.

Расчетные удельные сопротивления земли получены в результате измерений на участке, где предполагается сооружение заземлителя, и расчеты равны: для вертикального электрода длиной 5 м с_расч.В = 120 Ом^.м; с_расч.В = 176 Ом^.м.

Решение.

Длина горизонтального электрода L_г=2(А+В)=2(500+400)=1800 м.

Количество вертикальных электродов n=360 шт (через 5 метров).

Расчетный ток замыкания на землю на стороне 330 кВ определяем по формуле:

.

Требуемое сопротивление растеканию заземлителя, который принимаем общим для всей ПС согласно требования ПУЭ,

Требуемое сопротивление искусственного заземлителя

Тип заземлителя выбираем контурный, размещенный по периметру подстанции с ее основными размерами. Вертикальные электроды размещаем на расстоянии 5 м один от другого (а = 5 м). Уточняем параметры заземлителя путем поверочного расчета. Из предварительной схемы видно, что в принятом нами заземлителе суммарная длина горизонтального электрода L_г = 1800 м, а n = 360 шт.

Определяем расчетные сопротивления растеканию электродов, вертикального R_В и горизонтального R_Г, по формулам:

;

.

Имея в виду, что принятый нами заземлитель контурный и что n = 360 шт., а отношение , определяем по таблицам коэффициенты использования электродов заземлителя - вертикальных з_в = 0.7, горизонтального з_г = 0.4.

Теперь находим сопротивление растеканию принятого нами группового заземлителя:

.

Это сопротивление меньше требуемого, следовательно, принимаем этот результат как окончательный (не более 0, 5 Ом).

Итак, проектируемый заземлитель - контурный, состоит из 360 вертикальных стержневых электродов длиной 3 м и диаметром 12 мм и горизонтального электрода в виде стальной полосы длиной 1800 м, сечением 4 х 40 мм, глубина заложения электродов в земле t = 0, 6 м.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В процессе выполнения курсового проекта был произведен расчёт и выбор мощности и количества трансформаторов ГПП, была составлена главная схема подстанции и схема электроснабжения собственных нужд подстанции. Рассчитаны токи короткого замыкания на шинах ГПП всех классов напряжения, с помощью которых выбрано и проверено основное оборудование ГПП (выключатели, разъединители, сборные шины и токопроводы). Решены вопросы компенсации реактивной мощности и заземления ПС.

электрический замыкание подстанция ток



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Сиротенко Б.Г., Смирнов С.Б., Анисимов О.Ю. Электрическая часть атомных и тепловых электростанций: Методические указания и справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб.-метод. пособие. - Севастополь: СИЯЭиП, 2004 - 216 с.

2. Коноплев К.Г., Патрикеев Л.Я., Анисимов О.Ю., Фомин А.М., Куликова Н.А. Сборник заданий и методических указаний к практическим и лабораторным занятиям по дисциплине «Электрические сети и системы». - Севастополь: СИЯЭиП, 2004 - 356 с.

3. Путилин К.П., Петерсон Н.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах: Учеб. пособие. - Севастополь: СНИЯЭиП, 2004. - 136 с.: ил.

4. Сиротенко Б.Г. Электрические станции и подстанции: Курс лекций по содержанию дисциплины. Учеб. пособие. Ч.2. - Севастополь: СНУЯЭиП, -248 с.

5. Гук Ю.Б. и др. Проектирование электрической части станций и подстанций: Учеб. пособие для ВУЗов: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-ние, 1985.-312 с.

6. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для ВУЗов: Энергоатомиздат, 1989.- 608 с.

7. https://studopedia.ru/5_108990_istochniki-operativnogo-toka.html.

8. http://leg.co.ua/info/podstancii/sistema-sobstvennyh-nuzhd-podstanciy.html.

9. https://studfiles.net/preview/6063676/page:6.

Размещено на Allbest.ru