ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

СРЕДНЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

БЕЖЕЦКИЙ ПРОМЫШЛЕННО–ЭКОНОМИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине: «Электрооборудование электрических станций, сетей и систем»

КП 140206. 319. 13.10

2010

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

СРЕДНЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

БЕЖЕЦКИЙ ПРОМЫШЛЕННО–ЭКОНОМИЧЕСКИЙ КОЛЛЕДЖ

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

К КУРСОВОМУ ПРОЕКТУ

на тему : «Рассчитать и выбрать оборудование для электрической подстанции»

КП 140206. 319.13.10.ПЗ

Выполнил: _______________ ____ ___

(подпись) (Ф.И.О)

Проверил: _______________ ____ Крыльцова Ю.С_____

(подпись) (Ф.И.О)

2010

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ…….…………………………………………………………….………………… 5

1 ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Выбор числа и мощность трансформаторов……………………………………. .……. . 6

2. Расчёт и технико-экономическое сравнение…………………………….………………. 8

2 ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ОБОРУДОВАНИЯ

2.3 Расчет токов короткого замыкания на шинах подстанции………………..…….…….. 13

2.4 Выбор и проверка шин высокого напряжения……………………………..……. ……. 16

2.5 Выбор и проверка шин низкого напряжения………………………………..………….. 22

2.6 Расчет мощности батареи статических конденсаторов……………………..…………. 26

2.7 Расчет мощности трансформатора собственных нужд………………………..….…… 27

2.8 Расчет контура заземления подстанции…………………………………………..…..… 29

9. Расчет молниизащиты подстанции…………………………………………………..….. 33

3 ВЫБОР И ОПИСАНИЕ СХЕМ И ОБОРУДОВАНИЯ

3.1 Выбор и описание схемы и оборудование по стороне высокого напряжения……….. 34

3.2 Выбор и описание схемы и оборудование по стороне низкого напряжения…….…… 35

3.3 Выбор и описание схемы собственных нужд……………………………………….….. 35

3.4 Выбор и описание схемы оперативного тока……………………………………….….. 37

3.5 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения...…………………….… 38

3.6 Описание регулирования напряжения на подстанции………..………………………... 39

ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………….…………………………..... 40

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ……….…………………………………. 42

ВВЕДЕНИЕ

Уровень развития электроэнергетики в обобщенном виде отражает технико-экономический потенциал любой страны. Обеспечение электроэнергией играет ведущую

роль в развитии всех отраслей хозяйства России. В последние годы в связи со спадом промы-

шленного производства снизились объемы вырабатываемой и потребляемой электроэнергии, но не смотря на объективные трудности продолжается сооружение и ввод в действие новых генерирующих и преобразовательных мощностей в электроэнергетике.

Основной структурной единицей отрасли является энергосистема. Она представляет

собой совокупность электрических станций, электрических сетей, электрических подстанций и потребителей электроэнергии, тесно связанных между собой общностью и непрерывностью

процесса производства, преобразования и потребления электрической энергии.

Электрическая подстанция - это электроустановка для преобразования электроэнергии

по напряжению. Основным элементом подстанции является силовой трансформатор, который

непосредственно преобразует электроэнергию. С помощью регулировочного устройства

трансформатора можно регулировать напряжение на шинах подстанции в заданных пределах.

Кроме того на подстанции устанавливаются коммутационные и защитные аппараты: разъе-

динители, отделители, короткозамыкатели, выключатели, предохранители, рубильники. Для

обеспечения работы самой подстанции устанавливаются трансформаторы собственных нужд.

Для компенсации потребления реактивной мощности и с целью повышения напряжения на

шинах подстанции могут применяться батареи статических конденсаторов. Для производства измерений и обеспечения работы устройств релейной защиты и автоматики используются измерительные трансформаторы тока и напряжения. Для питания цепей управления, сигнализации и защиты необходимы источники оперативного тока, объединенные в единую схему. Для защиты оборудования от перенапряжений применяются вентильные разрядники или ограничители перенапряжений. Защита оборудования от прямого попадания молнии осуществляется с помощью специальных молниеприемников.

Для защиты обслуживающего персонала от прикосновения к нетоковедущим частям, которые случайно могут оказаться под напряжением, на подстанции сооружается контур заземления.

Основная цель курсового проектирования - расчет, выбор и проверка оборудования по-

дстанции в соответствии с требованиями [ 1 ], а также выбор необходимого вспомогательного оборудования и схем его подключения.

1 Организационно-экономическая часть

1.1 Выбор числа и мощности трансформаторов

Полная нагрузка:

Sн = , кВА (1) [2]

где Pн – активная нагрузка, кВт Qн – реактивная нагрузка. кВар

Sн = =6079.8 ( кВА)

Для питания потребителей можно установить на ПС два трансформатора. При этом мощность каждого трансформатора по условию будет равна Sт> 0.7*Sн

Определяем мощность трансформатора:

Sт=0,7*6079.8 =4255.86 (кВА)

Sт=6300 (кВА)

Выбираем мощность трансформатора S=6300 кВА при U=35 кВ и S=6300 кВА при U=110 кВ

Определяем данные трансформаторов:

1 Вариант: Uвн₁=35 кВ

2 Вариант: Uвн₂=110 кВ

35 кВ 110кВ

Рхх = 9.4 кВт Рхх = 10 кВт

Pкз = 46.5 кВт Pкз = 44 кВт

Iхх = 0.9 % Iхх = 1.0 %

ΔUкз = 7.5 % ΔUкз = 10.5 %

Р еактивные потери холостого хода:

ΔQхх = (Iхх * Sт) / 100, кВар (2) [2]

где Iхх – ток холостого хода, %

Sт – мощность трансформатора, кВА

Uн=35кВ: ΔQхх = (0.9 * 6300)/ 100 =56.7 (кВар)

Uн=110кВ: ΔQхх = (1.0 * 6300)/ 100 =63 (кВар)

Реактивные потери короткого замыкания:

ΔQкз = (Uкз * Sт) / 100, кВар (3) [2]

где Uкз – напряжение короткого замыкания, %

Sт – мощность трансформатора, кВА

Uн=35кВ: ΔQкз = (7.5 * 6300)/100 = 472.5 (кВар)

Uн=110кВ: ΔQкз = (10.5 * 6300)/100 =661.5 (кВар)

Расчетная мощность:

Sрасч = Sт * , кВА (4)[2]

где Sт - мощность трансформатора, кВА

Рхх - активные потери холостого хода, кВт

Qхх – реактивные потери холостого хода, кВАр

Ркз - активные потери короткого замыкания, кВт

Qкз – реактивные потери короткого замыкания, кВАр

Кэ – экономический коэффициент [2]

Кэ=0.08 кВт/кВАр при напряжении 35 кВ

Кэ=0.06 кВт/кВАр при напряжении 110 кВ

Uн=35кВ: Sрасч = 6300 * 1.414 = 1781.64 (кВА)

Uн=110кВ: Sрасч = 6300 * 1.414 = 3563.28 (кВА)

Вывод: При Uн=35 кВ и при Uн=110 кВ полная нагрузка больше расчетной мощности, следовательно устанавливаем 2 трансформатора.

1.2 Расчет и технико-экономическое сравнение вариантов электроснабжения

Технико-экономическое сравнение проводится путем сравнения вариантов при разных номинальных напряжениях: Uн= 35 кВ или Uн= 110 кВ. В каждом из вариантов определяем:

Ток нагрузки:

Iн = , A (5) [2]

где Sн - полная нагрузка, кВА

Uн - номинальное напряжение, кВ

Uн = 35 кВ: Iн = = 95.4 (А)

Uн = 110 кВ: Iн = = 31.1 (А)

Сечение провода линии:

F = , мм² (6) [2]

где Iн - ток нагрузки, А jэк - экономическая плотность тока, А/мм определяется по таблице 10.1 [3]

1 смены - jэк=1.3 А/мм

Uн = 35 кВ: F > = 73.4 (мм²)

Uн = 110 кВ: : F> = 23.9 (мм²)

Uн = 35 кВ: Выбираем провод АС- 95 с учетом механической прочности

Uн = 110 кВ: Выбираем провод АС- 95 с учетом механической прочности

Активное сопротивление линии:

Rл = Ro * L, Ом (7) [2]

где L -длина линии, км

Ro - удельные сопротивления провода, Ом/км по таблице 7.35 [3]

Uн = 35 кВ: Rл = 0.33 * 45 = 14.85 (Ом)

Uн = 110 кВ: Rл = 0.33 * 45 = 14.85 (Ом)

Индуктивное сопротивление линии:

Xл = Xo * L, Ом (8) [2]

где L -длина линии, км

Xo - удельные сопротивления провода, Ом/км по таблице 7.35 [3]

Uн = 35 кВ: Хл = 0.382 * 45 = 17.2 (Ом)

Uн = 110 кВ: Хл = 0.408 * 45 = 18.36 (Ом)

П отери активной мощности в линии:

ΔРл = 3 * Iн² * Rл*0.001 , кВт (9) [2]

где Iн - ток нагрузки, А

Rл – активное сопротивление линии, Ом

Uн = 35 кВ: ΔРл = 3 * 95.4² *14.85 * 0,001= 405.5 (кВт)

Uн = 110 кВ: ΔРл = 3 * 31.1² * 14.85 * 0,001= 43.06 (кВт)

П отери электроэнергии в линии за один год:

ΔЭл = ΔРл * tmax (кВт*ч) (10) [2]

ΔРл- потери активной мощности в линии, кВт

Определим число часов максимальных потерь за год:

tmax= ( 0.124+Tmax/10000)² *8760 , ч (11) [2]

где: Tmax-число часов использования максимальной мощности за год

Tmax=2000 ч

tmax= ( 0.124+2000/10000)² *8760=919.6 ( ч )

Uн = 35 кВ: ΔЭл = 405.5 * 919.6=372897.8 (кВт*ч)

Uн = 110 кВ: ΔЭл = 43.06 * 919.6=39597.9 (кВт*ч)

Потери электроэнергии в трансформаторах за один год:

Эт =n * Рхх * 8760 + 1/n * Ркз * * tmax , кВт*ч (12) [2]

где n -число трансформаторов

Рхх - потери холостого хода, кВт Ркз - потери короткого замыкания, кВт

Sн - полная нагрузка, кВА

Sm - мощность трансформатора, кВА

tmax - число часов максимальных потерь за год

Uн= 35 кВ: Эт = 2 * 9.4 * 8760 + 0.5 * 46.5 * * 919.6 =182006.4 (кВт*ч)

Uн= 110 кВ: Эт = 2 * 10 * 8760 + 0.5 * 44 * * 919.6 =191587.3 (кВт*ч)

И здержки на потери электроэнергии:

Иэ = ( Эл + Эт) * Цэ * 0.001 , тыс.руб (13) [2]

где Эл - потери электроэнергии в линии, кВт*ч Эт - потери электроэнергии в трансформаторах, кВт*ч Цэ - цена покупной электроэнергии, руб/кВт*ч

Uн = 35 кВ: Иэ = ( 372897.8 + 182006.4 ) * 0.89 * 0.001 =493.9 (тыс.руб)

Uн = 110 кВ: Иэ = ( 39597.9 + 191587.3 ) * 0.89 * 0.001 =205.8 (тыс.руб)

Капиталозатраты на сооружение ВЛ:

Кл = Ко * Ку * L , тыс. руб (14) [2]

где Ко - удельные капиталозатраты, тыс. руб/км для линий 35,110 и 220 кВ

определяются соответственно по таблице 10.14,10.15,10.17 [3]

Ку - коэффициент удорожания на данный момент времени

Uн = 35 кВ: Кл = 10.7 * 2.1 * 45 =1011.15 (тыс.руб)

Uн = 110 кВ: Кл = 13.8* 2.1 * 45 = 1304.1 (тыс.руб)

Издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ:

Ил = 0.028 * Кл , тыс.руб (15) [2]

где А, О - нормативные коэффициенты по таблице 10.2 [3]

Кл - капиталозатраты на сооружение ВЛ, тыс.руб

Uн = 35 кВ: Ил = 0.028*1011.15 =28.31 (тыс.руб)

Uн = 110 кВ: Ил = 0.028 * 1304.1 = 36.51 (тыс.руб)

И здержки на амортизацию и обслуживание ПС:

Ипс = 0.094 * Кпс * Ку , тыс. руб (16) [2]

где А, О - нормативные коэффициенты по таблице 10.2 [3]

Ку - коэффициент удорожания выбираем из таблицы 10.3 [3]

Кпс – капиталозатраты на сооружение ПС по табл. 10.36

Uн = 35 кВ: Ипс =0.094 * 71.65 * 2.3 =15.5 (тыс.руб)

Uн = 110 кВ: Ипс = 0.094 * 124.16 * 2.3 =26.8 (тыс.руб)

Суммарные издержки:

И = Иэ + Ил + Ипс, тыс.руб (17) [2]

где Иэ - издержки на потери электроэнергии, тыс.руб

Ил - издержки на амортизацию и обслуживание ВЛ, тыс.руб

Ипс - издержки на амортизацию и обслуживание ПС, тыс.руб

Uн = 35 кВ: И = 493.9 + 28.31 + 15.5 =537.71 (тыс.руб)

Uн = 110 кВ: И = 205.8 + 36.51 + 26.8 =269.11 (тыс.руб)

Приведенные затраты:

З = И + Е * (Кл + Кпс) , тыс .руб (18) [2]

где И - суммарные издержки, тыс.руб

Кл - капиталозатраты на сооружение ВЛ, тыс.руб

Кпс - капиталозатраты на сооружение ПС, тыс.руб

Е = 0.125 - нормативный коэффициент окупаемости

Uн = 35 кВ: З = 537.71 + 0,125 * ( 1011.15 + 164.8 ) =684.61 (тыс.руб)

Uн = 110 кВ: З = 269.11 + 0,125 * ( 1304.1 + 285.6 ) =467.81 (тыс.руб)

Вывод: выбираем вариант электроснабжения Uн=110 кВ, так как у этого варианта приведенные затраты меньше, чем у варианта Uн=35 кВ