Дипломная работа: Реконструкция и модернизация подстанции "Ильинск"

Полная расчётная мощность подстанции будет равна :

Sрасч.п/с=( Sрасч+Sсн)×К10 =(11.6+0.084)×1.25= 13.89 [МВА].

На трансформаторных ПС 35-750 кВ устанавливаются два трансформатора собственных нужд (ТСН), мощность которых выбирают в соответствии с нагрузками, с учетом допустимой перегрузки (kП=1,4) при выполнении ремонтных работ и отказах одного из трансформаторов [5].

При двух ТСН эксплуатация их может осуществиться двумя способами:

1)  один из двух трансформаторов питает всю нагрузку собственных нужд (СН), а второй находится в автоматическом резерве;

2)  оба трансформатора работают совместно, питая каждый 50…60% нагрузки СН, присоединяемый к раздельно работающим секциям сборных шин низшего напряжения. На межсекционном аппарате имеется схема автоматического ввода резерва (АВР).

К установке принимаем второй вариант эксплуатации ТСН.

Нагрузка СН переменного тока по данным таблицы 2.5 составляет 84.34 кВ.А. Нагрузка на один ТСН определяется по формуле:

 (2.7)

где kодн – коэффициент одновременности, kодн=0,7.

.

Для ТСН необходимо иметь резерв, поэтому номинальная мощность ТСН с учетом допустимой перегрузки должна составить:

 (2.8)

Соответственно выбираем два трансформатора мощностью 100 кВ.А марки ТМ-100/10.

Панели щитов СН в количестве пяти штук установлены в ОПУ.

Наличие на проектируемой ПС сложных защит, автоматики и телемеханики, обуславливает применение постоянного оперативного тока. Устанавливаем свинцово-кислотные аккумуляторные батареи напряжением 220 В марки СК-5.

Количество элементов, присоединяемых к шинам в режиме постоянного подзаряда, определяется по формуле [6]:

 (2.9)

где  - число основных элементов в батарее;

 - напряжение на шинах, ;

 - напряжение на элементе в режиме подзаряда, .

Аккумуляторная батарея СК-5 состоит из 108 элементов. Устанавливаем аккумуляторные батареи в специальном помещении ОПУ.

ТСН подключаем к сборным шинам КРУН 10 кВ через вакуумный выключатель.

Таблица2.6 Технические данные ТСН

2.4 Построение годового графика нагрузок подстанции

На рис.2 построен годовой график по продолжительности, результаты расчёта находятся в таблице 2.7.

Таблица 2.7

Годовой график нагрузок по продолжительности

Годовой график нагрузок по продолжительности МВА, S

МВА, S

МВт, Р

16

14

12

                                                                                                   S

10

                                                                                                   P

8

6

4

2

                                                                                                         t        

0                                     2402                      4945                                     8760   час

Рис.2

2.5  Расчёт средней нагрузки и коэффициента заполнения графика

Среднюю нагрузку определим по данным годового графика:

Sср=Wгод/8760 , (2.11)

где Wгод - полная потребляемая энергия за год ;

Wгод=13.76×2402+11.8×(4945-2402)+10.3×(8760-4945)=102353.42 [МВА×ч];

Sср=102353.42 / 8760 = 11.684 [МВА];

Коэффициент заполнения графика:

Кзп= Sср / Smax=11.684/13.76 = 0.85;

Время использования максимальной активной нагрузки за год:

Tmax,a=Wa,год/Pmax ; (2.12)

Wa,год=11.87×2402+10.2×(4945-2402)+8.9×(8760-4945)=88403.84 [МВА×ч];

Tmax,a=88403.84/11.87 = 7447.0 [ч];

Наибольшее время работы в году с максимальной нагрузкой определим по формуле из [3, стр.11]:

tнб=(0.124+ Tmax,a/10000)2×8760 , (2.13)

tнб=(0.124+ 7447/10000)2×8760 = 6610.5 [ч];

2.6 Выбор силовых трансформаторов

 Так как в связи с увеличением нагрузок существующих потребителей, подключением новых мощности одного трарсформатора недостаточно, поэтому необходимо установить второй трансформатор.

Для двухтрансформаторной подстанции:

Sтр>(0.65-0.7)×Sр = 0.65×13.89= 9.02 [МВА];

По [13, табл. 3.8] для двухтрансформаторной подстанции 110/35/10 кВ два варианта трёхфазных трёхобмоточных трансформаторов:

1) 2´ТДТН - 10000/110 ,

2) 2´ТДТН - 16000/110 .

Проверяем возможность работы в аварийном режиме .

Коэффициент перегрузки в аварийном режиме:

К(1) п.ав= Sр/Sном(1)=13.89/10 = 1.389<1.4 ,

К(2) п.ав= Sр/Sном(2)=13.89/16 = 0.868<1.4 .

Условия выполняются, значит работа в аварийном режиме возможна .

Таблица 2.8

Технические данные трансформаторов

2.7 Технико-экономический расчёт трансформаторов (по приведённым затратам)

З=Рн×Кт+И , (2.14)

где Рн – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений ,

Кт – стоимость трансформатора ,

 И =Иа+ИА- ежегодные эксплуатационные издержки , (2.15)

 Иа =D×n×Кт×аг – издержки на амортизацию, (аг =0.1) , (2.16)

 ИА= в×Агг – издержки из-за потерь электроэнергии , (2.17)

D – коэффициент приведения, учитывающий современные условия ,

 в =0.65 [руб] – стоимость одного кВт×ч электроэнергии .

Агг= n× Px×8760+ 1/n× Pк×[0.6×(Sвн/Sн)2 +0.4×(Scн/Sн) 2 +0.4×(Sнн/Sн) 2]×tнб, (2.18)

где n – число трансформаторов,

tнб=6610.5 [ч] (см. п. 2.5) .

Проведём расчёты для обоих вариантов:

1) Атг=2×17×8760+1/2×76[0.6(13.89/10)2+0.4(11.21/10) 2+0.4(2.32/10) 2]6610.5= =720301.1 [кВт×ч],

ИА=0.65 × 720301.1 =468195.7 [руб],

Иа =2×0.1×16.5×51=168.3 [тыс.руб], З1=0.15×51×2×16.5+468.19+168.3 = 888.85 [тыс.руб],

2)

Атг=2×21×8760+1/2×100(0.6(13.89/16)2+0.4(11.21/16)2+0.4(2.32/16)2]6610.5 =585056.7 [кВт×ч],

ИА=0.65×585056.7=380286.855 [руб],

Иа =2×0.1×16.5×62 =204.6 [тыс.руб],

З2=0.15×62×2×16.5+380.3+204.6 = 891.8 [тыс.руб] .

Так как затраты во втором варианте больше, чем затраты в первом варианте, то в этом случае, очевидно, выгоднее взять трансформаторы :

 2´ТДТН-10000/110/35/10 .

3. КОМПАНОВКА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО

УСТРОЙСТВА 110 кВ

3.1 Общие положения

Электрооборудование, токоведущие части, изоляторы, крепления, ограждения, несущие конструкции и другие расстояния на ПС должны быть выбраны и установлены таким образом, чтобы:

1) вызываемые нормальными условиями работы электроустановки, нагрев, электрическая дуга не могли привести к повреждению оборудования и возникновению КЗ или замыкания на землю, а также причинять вред обслуживающему персоналу;

2) при нарушении нормальных условий работы электроустановки была обеспечена необходимая локализация повреждений, обусловленных действием КЗ;

3) при снятом напряжении с какой-либо цепи, относящиеся к ней аппараты, токоведущие части и конструкции могли подвергаться безопасному осмотру, замене и ремонтам, без нарушения нормальной работы соседних цепей [4].

Во всех цепях распределительного устройства (РУ) должна быть предусмотрена установка разъединяющих устройств с видимым разрывом, обеспечивающих возможность отсоединения всех аппаратов (выключателей, отделителей, трансформаторов тока и напряжения и тому подобное) каждой цепи от сборных шин, а также от других источников напряжения.

Выключатель или его привод должен иметь хорошо видимый и надежноработающий указатель положения (“включено”, “отключено”).

В открытом РУ (ОРУ), комплектном распределительном устройстве наружной установки (КРУН) должен быть предусмотрен нагрев масла масляных выключателей.

ОРУ ПС должно быть оборудовано стационарными заземляющими ножами, обеспечивающими в соответствии с требованиями безопасности заземление аппаратов и ошиновки без применения переносных заземлений. Заземляющие ножи должны быть окрашены в черный цвет. В местах, в которых стационарные заземляющие ножи не могут быть применены, на токоведущих и заземляющих шинах должны быть подготовлены контактные поверхности для присоединения переносных заземляющих проводников.

Сетчатое ограждение ОРУ должно иметь высоту над уровнем планировки 2 м; сетки должны иметь отверстия размером не менее 10510 мм и не более 25525 мм, а также приспособление для запирания их на замок. Нижняя кромка этих ограждений должна располагаться на высоте 0,1-0,2 м.

Компоновка и конструктивное выполнение РУ должны предусматривать возможность применения механизмов, в том числе специальных, для производства монтажных и ремонтных работ.

3.2 Расчет геометрических параметров ячейки и всего ОРУ 110 кВ

К основным факторам, определяющим конструкцию ОРУ относятся:

1)  схема электрических соединений;

2)  уровень номинального напряжения;

3)  тип и габариты электрооборудования;

4)  число и порядок подключения присоединения;

5)  компоновка ОРУ и его элементов.

При разработке компоновки ОРУ должны соблюдаться минимальные расстояния от токоведущих частей до элементов ОРУ.

ОРУ выполняется по схеме с одной секционированной системой шин. Рядом с трансформаторами размещена автодорога для проезда ремонтных механизмов. Габарит проезда должен быть не менее 4000 мм по ширине и высоте [4].

Минимальное расстояние от основания фарфора аппарата до земли 2500 мм [4].

ОРУ 110 кВ выполнено с учетом наименьших расстояний от токоведущих частей до различных элементов ОРУ в свету, в соответствии с данными таблицы 9.4 [ 2 ].

Наименьшее расстояние от неогражденных токоведущих частей до земли при наибольшем провисании проводов должно быть 3600 мм [4].

Основные размеры ОРУ 110 кВ:

-  расстояние от контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту 1100 мм, принимаем 1500 мм;

-  расстояние между проводниками разных фаз 1000 мм, принимаем 1500 мм;

-  расстояние между осями элементов ячеек (трансформаторов, выключателей) 9000 мм, с тем, чтобы обеспечить расстояние 2900 мм между неогражденными частями различных цепей;

Длина ячейки ОРУ 110 кВ составит 57 м, ширина 39 м. Получаем размеры 57539 м.

4. ВЫБОР ТИПА РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА И ИЗОЛЯЦИИПО УСЛОВИЯМ ЗАГРЯЗНЕНИЯ АТМОСФЕРЫ

Как правило, РУ напряжением 35 кВ и выше сооружаются открытыми. Также как и закрытые распределительные устройства (ЗРУ), ОРУ должны обеспечить надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.

Изоляция электроустановок может загрязняться промышленными выбросами в атмосферу, в том числе зимой из дымовых труб электростанций, а в близи морей происходит загрязнение изоляции солями.

Различают шесть степеней загрязненности атмосферы:

1 степень – лес, тундра, лесотундра, поля, луга;

2 степень – сельскохозяйственные угодья, где применяются химические удобрения, промышленного района;

3-6 степени загрязнения – промышленные зоны в зависимости от вида загрязнения и расстояния от него до ПС.

По материалам метеостанций район города Виледь, где располагается проектируемая ПС, будет располагаться в условиях 2 степени загрязнения атмосферы. По воздействию на стальные и металлические конструкции степень агрессивности атмосферы слабая, территория относится к зоне нормальной влажности.

В главе 3 перечислены факторы, определяющие конструкцию и выбор РУ.

Окончательно выбираю ОРУ 110 кВ исходя из степени загрязнения атмосферы (2) и количества присоединений (14), по схеме 2 блока с отделителями и автоматической перемычкой со стороны линии.

ОРУ-35 кВ-одна секционированная выключателем система шин.

Для напряжения 10 кВ выбираю КРУН 10 кВ со шкафами серии К-37.

5. 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, 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, электрооборудования, устройств релейной защиты производится расчет токов КЗ.

Основная цель расчета состоит в определении периодической составляющей тока КЗ для наиболее тяжелого режима работы сети.

При трехфазном КЗ все фазы электрической сети оказываются в одинаковых условиях, поэтому его называют симметричным. Учет апериодической составляющей производят приближенно, допуская при этом, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе [6].

Расчёт проводится для ожидаемого уровня нагрузок в расчетный период.

Расчёт проводится для выбора и проверки уставок релейной защиты и автоматики или проверки параметров оборудования .

Введём ряд допущений, упрощающих расчёт и не вносящих существенных погрешностей:

1. Линейность всех элементов схемы ;

2. Приближенный учёт нагрузок ;

3. Симметричность всех элементов за исключением мест короткого замыкания;

4. Пренебрежение активными сопротивлениями, если X/R>3;

5. Токи намагничивания трансформаторов не учитываются;

Погрешность расчётов при данных допущениях не превышает 2-5% .

5.1 Составление расчётной схемы замещения

Расчёт токов короткого замыкания проводим в относительных единицах. Принимаем нормальный режим работы подстанции. Расчёт проводим для двух режимов: максимального и минимального .

Расчётные точки короткого замыкания:

К1- на шинах ВН ,

К2- на шинах СН ,

К3- на шинах НН ,

К4- на конце воздушной линии, подключенной к шинам СН ( L=25.5 км),

К5- на конце воздушной линии, подключенной к шинам СН ( L=15.0 км),

К6- на конце воздушной линии, подключенной к шинам НН (L= 19.5 км),

К7- на конце воздушной линии, подключенной к шинам НН (L=5.7 км),

К8- на шинах собственных нужд.

Рис.3 Схема замещения

5.2 Определение параметров схемы замещения

За базисную мощность при расчёте в относительных единицах принимаем мощность системы :

Sб=Sкс=700 [МВА].

Определим базисные напряжения и токи ступеней напряжения:

ВН: Uб,вн=115 [кВ] ;

Iб,вн= Sб / 3 × Uб,вн = 700/( 3×115) = 3.5 [кА] , (5.1)

СН: Uб,cн= Uб,вн×К т,вн-сн=115×38.5/115 =38.5 [кВ];

Iб,cн=700/( 3×38.5) =10[кА],

 НН: Uб,нн= Uб,вн×К т,вн-нн=115×11/115=11 [кВ];

Iб,нн= 700/( 3×11) = 37.7 [кА]

Параметры системы:

Z1=X1=U2н,ср×Sб/Sc×U2б,вн=1152×700/1152×700=1 ; (5.2)

E1=E ср / Uб,вн =115/115=1 . (5.3)

Параметры воздушных линий ВН:

Для двухцепной ВЛ-110 “КЦБК-Ильинск” Lвн = 61.5 [км] :

X0=0.4 [Ом/км]; R0=0.249 [Ом/км] ;

X2= X3= X0×Lвн×Sб/U2б,вн=0.4×61.5×700/1152=1.3 ;

R2= R3= R0×Lвн×Sб/U2б,вн=0.249×61.5×700/1152=0.81 ;

 Z2=Z3 = X22+ R22 = 1.32+0.812 =1.53 .

Параметры воздушных линий СН:

Для ВЛ-35 “Быково” Lсн = 20 [км] :

X0=0.432 [Ом/км]; R0=0.428 [Ом/км] ;

X10= X0×Lсн×Sб/U2б,сн =0.432×20×700/38.52=4.1 ;

R10=R0×Lcн×Sб/U2б,cн= 0.428×20×700/38.52=4.0 ;

Z10= Ö X102+ R102 = Ö 4.12 + 4.02 = 5.76 .

Для ВЛ-35 “Самино-I” Lсн = 25.5 [км] :

X11=X0×Lсн×Sб/U2б,сн=0.421×25.5×700/38.52=5.1 ;

R11=R0×Lcн×Sб/U2б,cн=0.306×25.5×700/38.52=3.7 ;

 Z11= ÖX112+ R112 = Ö5.12+3.72 =6.3 .

Для ВЛ-35 “Кошкино” L=15 [км].

X13=Х0×Lсн×Sб/U2б,сн=0.432×15×700/38.52=3.1;

R13=R0×Lcн×Sб/U2б,cн=0.306×15×700/38.52=3.05;

Z13= ÖX132+ R132 = Ö3.12+ 3.052 =4.35.

Параметры воздушных линий НН:

Для ВЛ-10 “Ильинск-I” Lнн = 5.7 [км] ;

 ВЛ-10 “Ильинск-II” Lнн = 5.7 [км] .

X0=0.44 [Ом/км]; R0=0.45 [Ом/км] ;

X16= X19=X0×Lнн×Sб/U2б,нн=0.44×5.7×700/112=1.18 ;

R16= R19=R0×Lнн×Sб/U2б,нн=0.45×5.7×700/112=1.21 ;

Z16= Z19= ÖX162+ R162 =Ö1.182+1.212 =1.7 .

Для ВЛ-10 “Пузырёво” Lнн = 19.5 [км] :

 ВЛ-10 “к/з Ленина” Lнн = 19.5 [км] :

X15 = X20 = X0×Lнн(в)×Sб/U2б,нн=0.44×19.5×700/112=4.05 ;

R15 = R30 =R0×Lнн(в)×Sб/U2б,нн=0.45×19.5×700/112=4.14 ;

 Z15=Z30= ÖX152+ R152 = Ö4.052+4.142 =5.8 .

Для ВЛ-10 “к-з Заря” Lнн = 10 [км] :

 ВЛ-10 “ Калинино” Lнн = 10 [км] :

X17 = X21 = X0×Lнн(в)×Sб/U2б,нн=0.44×10×700/112=2.07 ;

R17 = R21 =R0×Lнн(в)×Sб/U2б,нн=0.45×10×700/112=2.12 ;

 Z17=Z21= ÖX172+ R172 = Ö2.072+2.122 =2.97 .

Параметры силовых трансформаторов:

Xв=0.5/100(Uк,в-с+Uк,в-н-Uк,с-н)= 0.5/100(10.5+17.5-6.5)=0.11 ; (5.4)

Xс=0.5/100(Uк,в-с+Uк,с-н-Uк,в-н)= 0.5/100(10.5+6.5-17.5)= - 0.0025 ; (5.5)

Xн=0.5/100(Uк,в-н+Uк,с-н-Uк,в-с)= 0.5/100(17.5+6.5-10.5)=0.068 ; (5.6)

 X4= X7= Xв×Sб×U2н,вн/Sн×U2б,вн =0.11×700×1152/10×1152=7.7 ;

Z4= Z7=X4 =7.7 ;

X5= X8= Xc×Sб×U2н,cн/Sн×U2б,cн = - 0.0025×700×38.52/10×38.52= - 0.175 ;

Z5= Z8=X5 = - 0.175 ;

 X6= X9= Xн×Sб×U2н,нн/Sн×U2б,нн =0.068×700×112/10×112=4.76 ;

Z6= Z9=X6 =4.76 .

Параметры КУ:

Z19=X19=0.5×Sб×U2н,нн/Qку×U2б,нн =0.5×700×112/0.45×112=777 ; (5.7)

E2=E3»1.06 .

Параметры ТСН :

Z14= Z22= X14= X22 ;

X14= (Uк%/100)×Sб×U2н,нн/Sном,тр-ра×U2б,нн =(4.5/100)×700×112/0.1×112=500 . (5.8)

Все сопротивления схемы замещения сведены в таблицу 5.1

Таблица 5.1        

Значения сопротивлений схемы замещения

Таблица 5.2 Значения ЭДС

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7