Проектирование электрической части районной подстанции (с трансформаторами типа ТМ – 400/35/0.4)

Содержание

Введение. 4

1         Определение суммарной мощности потребителей подстанции. 5

2         Выбор силовых трансформаторов и технико – экономическое сравнение вариантов  6

2.1.1     Капитальные вложения. 7

2.1.2     Годовые эксплуатационные издержки. 7

2.1.3     Ущерб от недоотпуска электроэнергии. 8

2.1.4     Приведенные затраты.. 9

3         Выбор главной схемы электрических соединений. 10

3.1         Выбор РУ ВН.. 10

3.2         Выбор РУ СН.. 10

3.3         Выбор РУ НН.. 10

4         Выбор трансформаторов и схемы собственных нужд. 12

5         Расчет токов короткого замыкания. 13

5.1         Определение параметров схемы замещения. 13

5.2         Расчет токов КЗ. 14

5.3         Расчет ударных токов КЗ. 14

6         Выбор средств ограничения токов КЗ и коммутационной аппаратуры.. 16

6.1         Выбор токоограничивающих реакторов. 16

6.2         Выбор коммутационной аппаратуры.. 17

6.2.1     На стороне трансформатора 220 кВ.. 18

6.2.2     На стороне трансформатора 35 кВ.. 19

6.2.3     На низкой стороне трансформатора. 20

7         7 Выбор измерительных приборов и измерительных трансформаторов. 21

7.1         7.1 Выбор измерительных приборов. 21

7.2         7.2 Выбор трансформаторов тока. 22

7.2.1     Выбор ТТ на стороне НН.. 23

7.2.2     Выбор ТТ на стороне CН.. 25

7.2.3     Выбор ТТ на стороне ВН.. 28

7.3         7.3 Выбор трансформаторов напряжения. 31

7.3.1     Выбор трансформаторов напряжения на стороне 10 кВ.. 31

7.3.2     Выбор трансформаторов напряжения на стороне 35 кВ.. 32

7.3.3     Выбор трансформаторов напряжения на стороне 220 кВ.. 32

8         8 Выбор сборных шин, токоведущих частей и кабелей для всех распредустройств. 34

8.1         8.1 Выбор гибких шин и токопроводов. 34

8.1.1     Выбор токоведущих частей на стороне 220 кВ. 35

8.1.2     Выбор сборных шин на стороне 220 кВ. 35

8.1.3     Выбор токоведущих частей на стороне 35 кВ. 35

8.1.4     Выбор сборных шин на стороне 35 кВ. 36

8.2         8.2 Выбор жестких шин. 36

8.2.1     Выбор жестких шин от выводов трансформатора до РУ 10 кВ.. 37

8.2.2     Выбор сборных шин РУ 10 кВ.. 38

8.3         8.3 Выбор изоляторов. 38

8.3.1     Выбор изоляторов на шинах от выводов трансформатора до РУ 10 кВ   39

8.3.2     Выбор изоляторов на сборных шинах РУ 10 кВ.. 40

8.4         8.4 Выбор кабелей. 40

8.4.1     Выбор кабеля для ТСН.. 41

9         9 Выбор конструкции распредустройства высокого напряжения. 42

10      Заключение. 43

11      Литература. 44

Введение

Болванка от 16.04.2010

Последнюю версию болванки можно найти на страничке:

dooder.narod2.ru

1   Определение суммарной мощности потребителей подстанции

Подстанции по способу подключения делят на тупиковые, ответвительные, проходные и узловые. Электроэнергия от энергосистемы поступает в РУ высокого напряжения подстанции, затем трансформируется и распределяется между потребителями в РУ низшего напряжения. Узловые подстанции не только осуществляют питание потребителей, но и связывают отдельные части энергосистемы. В этом случае на подстанции кроме РУ низкого напряжения сооружаются РУ высшего и среднего напряжения и устанавливаются автотрансформаторы или трехобмоточные трансформаторы.

Суммарная расчетная мощность подстанции:

2  Выбор силовых трансформаторов и технико – экономическое сравнение вариантов

Число трансформаторов на подстанциях выбирается в зависимости от ответственности потребителей, а также наличия резервных источников питания в сетях среднего и низких напряжений.

Так как большей частью от подстанций питаются потребители всех трех категорий и питание от системы подводится лишь со стороны ВН, то по условию надежности требуется установка не менее двух трансформаторов.

При установке на подстанции более одного трансформатора расчетным является случай отказа одного из трансформаторов, когда оставшийся в работе трансформатор с учетом аварийной перегрузки должен передать всю необходимую мощность:

где  – расчетная мощность трансформатора, МВА;

 – коэффициент аварийной перегрузки, ;

 – количество трансформаторов.

Выбор трансформаторов на ГПП

Выбираем два трансформатора типа ТМ – 400/35/0,4.

Выбор трансформаторов на РП

Рассматриваем два варианта установки трансформаторов на РП:

·  1 вариант:

Два трансформатора типа ТДЦТН – 63000/220/35/10

·  2 вариант:

Два трансформатора типа ТДТН – 40000/220/35/10

Определим коэффициент загрузки () и коэффициент аварийной перегрузки трансформаторов ():

·  1 вариант:

·  2 вариант:

Оба варианта подходят по коэффициенту загрузки, но в случае аварийной перегрузки не проходит второй вариант, т.к.  превышает значение 1,4.  Однако в данном случае в  режиме аварийной перегрузки потребители 3 категории можно отключить и согласно (1) такая перегрузка трансформатора допустима в течение пяти суток с продолжительностью по 6 часов в сутки. Поэтому окончательный выбор трансформаторов произведем с учетом технико-экономических расчетов (ТЭР).

Сопоставительную оценку рассматриваемых вариантов схем проектируемой подстанции приведен в курсовом проектировании по минимуму приведенных затрат З, , которые определяются из выражения:

где  – нормативный коэффициент эффективности, 1/год, принимаем 0,12;

К – капиталовложения, у. е.;

И– годовые издержки, ;

У – математическое ожидание ущерба от недоотпуска электроэнергии, .

2.1.1  Капитальные вложения

Таблица 2.1

Расчет капвложений по двум вариантам

2.1.2  Годовые эксплуатационные издержки

где  – амортизационные отчисления;

 – издержки на обслуживание электроустановки;

 – издержки, обусловленные потерями энергии в проектируемой установке;

Амортизационные отчисления:

где a – норма амортизационных отчислений для силового оборудования, принимаем  .

Издержки на обслуживание электроустановки:

где b – норма отчислений на обслуживание, при ;

Издержки, обусловленные потерями энергии:

где  – удельные затраты по возмещению потерь; принимаем ;

 –годовые потери энергии, .

Годовые потери энергии в трехобмоточном трансформаторе определяются: