Таблица 1.5.Географический район расположения

Таблица 1.6.

Курсовой проект состоит из расчетно-пояснительной записки и графической части.

Содержание расчетно-пояснительной записки

Введение

1.     Определение нагрузки подстанции, суточный график нагрузок подстанции.

2.     Выбор числа, типа и мощности трансформаторов

2.1.          Выбор числа и типа трансформаторов

2.2.          Проверка трансформаторов на систематическую перегрузку

2.3.          Проверка трансформаторов на аварийную перегрузку

2.4.          Технико-экономическое обоснование мощности трансформа торов.

3.     Выбор схемы соединений подстанции

4.     Выбор схемы собственных нужд (С.Н) подстанции

4.1.          Определение и расчет нагрузок С.Н подстанции

4.2.          Выбор источника оперативного тока

4.3.          Выбор числа, типа, мощности трансформатора С.Н

5.     Расчет токов короткого замыкания (КЗ)

6.     Выбор конструкции распределительных устройств на подстанции

7.     Выбор и проверка электрических аппаратов подстанции

7.1.          Выбор выключателей на подстанции

7.2.          Выбор разъединителей (отделителей, короткозамыкателей)

7.3.          Выбор измерительных трансформаторов тока

7.4.          Выбор измерительных трансформаторов напряжения

7.5.          Выбор токоограничивающих реакторов

8.     Выбор проводников на подстанции

8.1.          8.1. Выбор и проверка сборных шин РУ п/станции

8.1.1.На стороне ВЕ

8.1.2.На стороне СН

8.1.3.На стороне НН

8.2.          Выбор и проверка ошиновок РУ п/станции

8.2.1.На стороне ВН

8.2.2.На стороне СН

8.2.3.На стороне НН

9.     Выбор и проверка кабелей питающих РП.

Содержание графической части проекта

1.     Схема электрических соединений подстанции

2.     План подстанции и разрез по ячейке трансформатора

Методические указания

1. Суточные графики нагрузок подстанции

Электрические нагрузки отдельных потребителей, а следовательно и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электростанции в энергосистеме непрерывно меняется. Принято отражать этот факт «Графиком нагрузки», т.е. диаграммой изменения мощности (тока) электроустановки во времени.

По видам фиксированного параметра различают графики:

-         активной (Р) мощности; реактивной (Q) мощности;

-         полной (кажущейся S) мощности; тока (I).

Графики отражают изменения нагрузки за определенный период времени. По этому признаку они подразделяются:

-         суточные (24 часа); сезонные ; годовые (8760 часов).

По месту изучения или элементу энергосистемы, к которому они относятся, графики подразделяются:

-         графики нагрузки потребителей, определенные на шинах подстанции;

-         сетевые графики нагрузки – на шинах районных или узловых подстанций;

-         графики нагрузки электростанции.

-         графики нагрузки энергосистемы, характеризующие результирующую нагрузку энергосистемы;

Фактический график нагрузки можно получить с помощью самопишущих приборов, которые фиксируют изменения соответствующего параметра в реальном времени.

Перспективный график нагрузки потребителей определяется в процессе проектирования. Для его построения надо обладать сведениями об установленной мощности электроприемников, под которой понимают их суммарную номинальную мощность, для активной нагрузки Руст=SРном.

Присоединительная мощность на шинах подстанции потребителей

пр.=,

где hср.п. - средний КПД электроустановок потребителей;

hср.с. – средний КПД местной сети при номинальной нагрузке.

На практике действительная нагрузка потребителей меньше суммарной установленной мощности. Это обстоятельство учитывается коэффициентами одновременности Ко, и загрузки Кз.

Тогда выражение для максимальной нагрузки потребителя будет иметь вид:

где Кспр. – коэффициент спроса для рассматриваемой группы потребителей.

Найденное Рmax. является наибольшим в году и соответствует обычно зимнему максимуму нагрузки.

При известной Рmax. можно перевести типовой график нагрузки данного потребителя, используя соотношение для каждой ступени графика:

где h% - ордината соответствующей ступени типового графика, %.

Обычно для каждого потребителя дается несколько суточных графиков, которые характеризуют его работу в разное время года и в разные дни недели. Это типовые графики зимних и летних суток для рабочих дней, график выходного дня и т.д. Основным является обычно зимний суточный график рабочего дня.

Его максимальная нагрузка принимается за 100%, и ординаты всех остальных графиков задаются в % именно этого значения.

Кроме графиков активной нагрузки, используются графики реактивной нагрузки. Типовые графики реактивного потребления также имеют ординаты ступеней, % абсолютного максимума:

где tg jmax – определяется по значению сos jmax, которое должно быть задано как исходный параметр данного потребителя.

Суточный график полной мощности можно получить, используя известные графики активной и реактивной нагрузок.

Значение мощности по ступеням графика определяется по выражениям:

,

где Pn и Qn активная и реактивная нагрузки данной ступени в именованных единицах.

Эти графики определяются с учетом потерь активной и реактивной мощности в линиях, трансформаторах при распределении электроэнергии.

Потери мощности от протекания тока в проводах ЛЭП и обмотках трансформаторов являются переменной величиной , зависящей от нагрузки.

;  - постоянные потери;

; - переменные потери.

Суммарные потери для любой ступени графика нагрузки подстанции могут быть найдены из выражений:

,

где Si – нагрузка i-элемента сети соответствующая рассматриваемой n-й ступени суммарного графика нагрузки;

Simax – нагрузка элемента (линии, трансформатора), при которой определены

, .

2. Выбор трансформаторов на основе ТЭР

2.1 Выбор числа, типа, мощности, трансформаторов

Область применения однотрансформаторных подстанций определяется ответственностью (категорией) потребителей и регламентирована ПУЭ:

-         для электроснабжения неответственных потребителей 3-й категории при условии, что замена поврежденного трансформатора или его ремонт производится в течение не более одних суток;

-         при электроснабжении потребителей 2-й категории при наличии централизованного подвижного резерва трансформаторов или другого резервного источника питания от сети СН или НН, включаемого вручную или автоматически;

-         при небольшой мощности потребителей 1-ой категории и наличии резервных источников на стороне НН (передвижные, стационарные ДЭС), вводимые в действие устройствами АВР.

2.3 ТЭО длительности перерывов

Для принятия окончательного решения по сооружению одно- или двух трансформаторных подстанций необходимо ТЭС (технико-экономическое сравнение) вариантов с учетом ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителю при установке одного трансформатора на подстанции.

Следует отметить, что при напряжении 220кВ и выше однотрансформаторные подстанции, как правило, могут рассматриваться, как первая очередь подстанции с последующей установкой еще одного и более трансформаторов в соответствии с динамикой роста нагрузки.

При наличии на подстанции 35…220кВ нагрузки 1-ой категории и отсутствии других резервных источников питания должны устанавливаться 2-х трансформаторные подстанции. Систематические нагрузки трансформатора могут достигать более, чем 2-х кратного значения номинальной мощности трансформатора, но согласно ГОСТа 14209-85 допускается ее любое значение в интервале 1,3 < Н < 2,0 только после их согласования с заводом-изготовителем. Исходя из этого, можно ориентировочно определить номинальную мощность трансформатора

,

где Sм – наибольшая расчетная нагрузка трансформатора 5-го года эксплуатации на стороне ВН

При номинальной мощности автотрансформаторов (АТ) имеет некоторые особенности. На современных подстанциях 220кВ и более распространенным режимом работы АТ является комбинированный режим: ВН-НН и ВН-СН. В этом случае доступный режим ограничивается загрузкой последовательной обмотки.

,

где Рсн и Qсн - активные и реактивные мощности на стороне СН при максимальной нагрузке;

Рнн и Qнн - активная и реактивная мощности на стороне НН при максимальной нагрузке;

Квыг.= - коэффициент выгодности АТ.

Sтип. – типовая мощность АТ; Sтип.= Квыг. × Sном. Sтип.=Sпосл.

тогда,

По ГОСТ 14209-85 установлены максимально допустимые систематические нагрузки в зависимости от времени перегрузки tпер. и коэффициент начальной нагрузки К1 для трансформаторов с системами охлаждения М, Д, МД мощностью до 100МВ×А включительно [3].

Номинальная мощность трансформатора определяется на основании ТЭС (технико-экономического сравнения ) двух вариантов.

Мощность трансформатора в первом варианте принимается равной

,

где 0,5 – коэффициент, устанавливающий целесообразность систематических перегрузок трансформаторов на 2-х трансформаторной подстанции в нормальном режиме.

Мощность автотрансформатора в первом варианте принимается равной

Во втором варианте мощность АТ-ра берется на ступень выше. Температуру охлаждающей среды Цохл. принимаем для данного климатического района равной эквивалентной (с точки зрения износа изоляции).

Эквивалентную температуру за любой промежуток времени (сутки, месяц, сезон, год) ГОСТ 14209-85 рекомендует определить по формуле [5]

,

где n ³12 – количество равных интервалов промежутка времени.

Т.к. мощность трансформаторов примерно в 1,6 раза больше (таков шаг) номинальных мощностей трансформаторов и время перегрузок, что позволяет перегружать трансформатор в большей мере. В первом варианте требуется определить ту часть нагрузки, которую необходимо отключать в аварийном режиме.

В зависимости от времени перегрузки tпер, температуры окружающей среды Qохл и коэффициента начальной нагрузки К1 определяется коэффициент аварийной перегрузки К2.

Экономическим критерием, по которому определяется наивыгоднейший вариант, является минимум расчетных затрат:

З = Рн × К + U + У ® min,

где Рн=0,12 – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (для новой техники Рн=0,15);

К- капитальные затраты с учетом дополнительных расходов на транспорт, монтаж и др., тыс. руб.;

U- годовые издержки производства, тыс. руб.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7