1 Составление двух вариантов структурных схем проектируемой подстанции

Основываясь на задании проекта, производить выбор двух вариантов структурных схем подстанции нет обоснованного смысла. Это связано с тем, что в заданной схеме по отношению к сторонам высокого (ВН) и низкого (НН) напряжений отсутствует среднее (СН) – третье напряжение, отсюда и отсутствие трёхфазного трёхобмоточного трансформатора (автотрансформатора), наличие которого в основном и будет влиять на выбор типовых структурных схем подстанции;

Также для ограничения токов короткого замыкания применение двухобмоточных трансформаторов с расщепленной вторичной обмоткой более целесообразно, по сравнению с использованием простого двухобмоточного трансформатора в блоке с реактором.

Следует отметить, что для подстанций есть ограничения по выбору типовых схем электрических соединений. Они зависят от номинального напряжения, типа подстанции, числа присоединений, мощности трансформаторов.

На рис. 1.1 приведена структурная схема подстанции.

Рисунок 1.1 – Структурная схема проектируемой подстанции

На подстанции устанавливается два двухобмоточных трансофрматора с РПН. Электроэнергия поступает от энергосистемы в РУ – 110 кВ подстанции, трансформируется и распределяется между потребителями в РУ – 10 кВ.

2 Выбор числа и мощности трансформаторов

На ПС, как правило, устанавливают два параллельно работающих трансформатора с РПН. Согласно [2] мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе (с учетом их допустимой по техническим условиям на трансформаторы перегрузки и резерва по сетям СН и НН) обеспечивали питание нагрузки.

Условия выбора трансформатора:

(2.1)

_т; (2.2)

(2.3)

где - максимальная нагрузка потребителей РУ – 10кВ, определяется по формуле:

(2.4)

;

;

Выбираем трансформатор ТРДЦН–80000/110/10.

Данный трансформатор является трёхфазным, двухобмоточным с расщепленной обмоткой НН, с масляным охлаждением с принудительной циркуляцией масла и дутьем, снабжён устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

Проверяем выбранный трансформатор в режиме аварийного отключения другого параллельно работающего трансформатора, при 40%-м перегрузе данного трансформатора:

(2.5)

;

Следовательно, трансформатор ТРДЦН-80000/110/10 подходит.

Составляем таблицу технических данных трансформаторов.

Таблица 2.1- Таблица технических данных трансформаторов.

Тип	Sн , МВА	Uн , кВ		Потери, кВт		Uкз %	Цена, тыс.р.
		ВН	НН	Рхх	Ркз	В-Н
ТРДЦН-80/110/10	80	115	10,5	70	310	10,5	140*300= 42000

2.2 Построение графиков нагрузки

Согласно заданию, принимаются типовые графики промышленных предприятий – потребителей. Согласно с достаточной точностью для учебного проектирования можно ограничиться построением только графиков активной мощности. В этом случае принимается, что cos в течение суток остается постоянным и полная нагрузка в любой час суток определяется по формуле

(2.4)

Строим суточный график:

Принимаем типичные графики нагрузок для предприятия химической промышленности для зимних и летних суток. Приравняв P_max=92 МВТ=100%, построим графики в именованных величинах для нагрузок подстанции.

Построим годовой график

Исходными данными для построения годовых графиков являются графики зимних и летних суток и условное количество зимних „nз” и летних „nл” суток. При построении годового графика подсчитывается продолжительность действия каждой ступени нагрузки в течение года. По вертикальной оси откладываем значения нагрузки, а по горизонтальной - продолжительность данной нагрузки в течение года. Предполагаем, что по зимнему графику потребитель работает 183 суток, а по летнему – в течение 182 суток.

Определим параметры годового графика (количество часов работы при той или иной нагрузке в течение года- Ti):

T₉₂=183*(1,8+1,8)=658,8 часов

T_87,82=183*(0,8+4)=878,4 часов

Т_84,89=183*(1+1)=366 часов

Т_79,45=183*(3,4+2,4+2,6)=1537,2 часов

Т_75,27=183*(3,2+2)+182(1,8+1,8)=1606,8 часов

Т_69,95=182*(0,8+4)=873,6 часа

Т_66,49=182*(1+1)=364 часов

Т_59,38=182*(3,4+2,4+2,6)=1528,8 часа

Т_53,86=182*(3,2+2)=946,4 часов

часов

По полученным данным строим годовой график нагрузок:

Площадь, ограниченная кривой P(t) и координатными осями, в определенном масштабе представляет собой количество полученной потребителем электроэнергии (W):

(2.5)

График нагрузки удобно характеризовать показателем, который называется временем (продолжительностью) использования максимальной нагрузки Т_max. Величина Т_max является одним из характерных параметров годового графика. Она определяет такое условное время Т_max < 8760 ч, в течение которого, работая с максимальной неизменной нагрузкой S_max, потребитель получил бы из сети такое же количество электроэнергии, как и при работе по действительному изменяющемуся в течение года графику нагрузки.

Продолжительность использования максимальной нагрузки можно определить по выражению:

(3.3)

часов

Величина Т_max играет большую роль в расчетах электропотребления, при определении годового расхода и потерь электроэнергии, экономических нагрузок токоведущих элементов и др. Она имеет определенное характерное значение для каждой отрасли промышленности и отдельных видов предприятий и потребителей.

Преобразуем исходный график нагрузки, чтобы найти начальную нагрузку k_1л и k_1з, а также перегрузки k_2л и k_2з, соответственно для летнего и зимнего периодов времени.

(2.6)

;

;

2.1 Проверка программой.

Рисунок 2.1 Ввод данных трансформатора

Рисунок 2.2 Ввод температурных данных

Рисунок 2.3 Ввод данных по нагрузке.

Рисунок 2.4 Главный отчёт.

Рисунок 2.5 График за зимний период

Рисунок 2.6 График за летний период

3 Расчет количества линий

3.1 Расчет количества линий на высоком напряжении

(3.1)

где - максимальная нагрузка на подстанции, МВт;

- пропускная способность линии 110 кВ, МВт.

3.2 Расчет количества линий на низком напряжении

(3.2)

где - максимальная нагрузка на подстанции, МВт;

- пропускная способность линии 10 кВ, МВт.

4 Выбор схем распределительных устройств. Составление неполной принципиальной схемы.

Основные требования, предъявляемые к схемам

Схемы РУ подстанций при конкретном проектировании разрабатываются на основании схем развития энергосистемы, схем электроснабжения района или объекта и других работ по развитию электрических сетей и должны:

- обеспечить требуемую надежность электроснабжения потребителей ПС в соответствии с категориями электроприемников и транзитными перетоками мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном и послеаварийном режимах;

- учитывать перспективу развития ПС;

- учитывать требования противоаварийной автоматики;

- обеспечивать возможность и безопасность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения смежных присоединений;

- обеспечивать наглядность, экономичность и автоматичность .

Схемы РУ должны предусматривать вывод выключателей и отделителей в ремонт, осуществляемый:

- для всех схем РУ напряжением 6-35 кВ, а также для блочных и мостиковых схем РУ напряжением 110, 220 кВ (за исключением цепи, по которой осуществляется транзит мощности) - путем временного отключения цепи, в которой установлен ремонтируемый аппарат;

- для мостиковых схем напряжением 35-220 кВ - путем применения ремонтных перемычек, за исключением случаев, когда перемычки отсутствуют;

Переключения в схеме «110–5Н» при авариях: При аварии на одной из линий (к примеру – Л1) автоматически отключается выключатель (Q1) со стороны поврежденной линии и включается выключатель «моста» Q3. Тогда трансформатор (Т1) начинает получать питание от линии (Л2) и в итоге снабжение всех потребителей ПС продолжается. В случае аварии на одном из трансформаторов (к примеру – Т2) отключение «родного» блочного выключателя (Q2) приводит к отключению трансформатора и питающей линии (Л2). Отключение линии при повреждении трансформатора является недостатком данной схемы.

Рассмотрим схему «110–5АН»:

Особенность схемы «110–5АН» состоит в том, что при аварии в линии автоматически отключается поврежденная линия и трансформатор. При аварии на трансформаторе после автоматических переключений в работе остаются две питающие линии.

Учитывая, что аварии на трансформаторах происходят гораздо реже, чем аварии на линиях-то схема «110–5Н» более предпочтительна в эксплуатации.

Вывод: Для ОРУ 110 кВ выбираю схему «110–5Н». (Рисунок 4.1).

Выбираем для РУ – 10 кВ схему «Две одиночные, секционированные выключателями, системы шин», присоединяемые к выводам трансформаторов с расщепленной обмоткой.

Схема применяется при большом количестве присоединений. Секционный выключатель нормально отключён для ограничения токов короткого замыкания на шинах НН. На секционном выключателе должен предусматриваться АВР.

На рисунке 4.2 показана неполная принципиальная схема подстанции.

Рисунок 4.1 –Схема ОРУ 110кВ

Рисунок 4.2 – Неполная принципиальная схема РУНН 10кВ