Содержание
Введение
1. Общие данные
1.1 Исходные данные
1.2 Организация эксплуатации
1.3 Существующее состояние ПС до расширения
1.4 Главная схема электрических соединений
1.5 Расчетные климатические и геологические условия
2. Расчет мощности и выбор главных понижающих трансформаторов
2.1 Определение максимальных нагрузок
2.2 Определение расчетной мощности подстанции
2.3 Собственные нужды подстанции
2.4 Построение годового графика нагрузок подстанции
2.5 Расчет средней нагрузки и коэффициента заполнения графика
2.6 Выбор силовых трансформаторов
2.7 Технико-экономический расчёт трансформаторов
3. Компоновка распределительного устройства 110 кВ
3.1 Общие положения
3.2 Расчет геометрических параметров ячейки и всего ОРУ-110 кВ
4. Выбор типа распределительного устройства и изоляции по условиям загрязнения атмосферы
5. Расчет токов короткого замыкания
5.1 Составление расчетной схемы замещения
5.2 Определение параметров схемы замещения
5.3 Расчет токов короткого замыкания
6. Выбор коммутационной, защитной аппаратуры и сборных шин
6.1 Выбор выключателей, разъединителей отделителей и короткозамыкателей
6.2 Выбор трансформаторов тока и напряжения
6.3 Выбор оборудования установленного в нейтрали трансформаторов
6.4 Выбор шин
7. Расчет устройств заземления и молниезащиты
8. Расчет релейной защиты и автоматики
8.1 Расчет защиты силовых трансформаторов
8.2 Расчет устройств автоматики установленных на подстанции
9. Обоснование измерительной аппаратуры
10. Эффективность использования ОПН для защиты от коммутационных и атмосферных перенапряжений
10.1 Основные сведения
10.2. Конструкция и принцип действия
10.3 Основные термины и определения
10.4 Техническое обслуживание ограничителей перенапряжения
11. Оценка инвестиционного проекта
11.1 Организация строительства второй очереди
11.2 Сметно-финансовый расчет
11.3 Перерасчет сметной стоимости (в ценах 2001 года).
11.4 Определение капитальных затрат на реконструкцию подстанции
11.5 Расчет экономического эффекта от реконструкции подстанции
11.6 Расчет численности и состава бригад электромонтажников
11.7 Определение продолжительности работ по реконструкции подстанции
11.8 Разработка ленточного графика выполнения строительно-монтажных работ
12. Вопросы безопасности и экологичности проекта
12.1. Введение
12.2 Проектирование рабочего места диспетчера.
12.3 Расчет освещения
12.4 Анализ устойчивости объекта при возможны ЧС
Приложения
Список использованных источников
ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время в связи с переходом сельского хозяйства на промышленную основу, строительством крупных животноводческих комплексов, ростом электропотребления на производстве и в быту единичные мощности электропотребителей растут. Но структура организации сельскохозяйственного производства, малая плотность населения сельских районов определяют малую плотность электрических нагрузок и значительную протяженность электрических сетей.
Основой системы ЭС являются электрические сети напряжением 0.38- 110 кВ, от которых снабжаются электроэнергией преимущественно сельскохозяйственные потребители, включая коммунально-бытовые, объекты мелиорации и водного хозяйства, а также предприятия и организации, предназначенные для бытового и культурного обслуживания сельского населения.
Воздушные линии (ВЛ) 35-110 кВ выполняются на железобетонных или деревянных опорах. Применение деревянных опор рекомендуется для ВЛ в лесных районах страны и в районах с повышенными гололедными и ветровыми нагрузками. На ВЛ-110 кВ применяют провода марки АС (сечением 70-240 мм2), на ВЛ-35 кВ – марок АС, АНС (сечение 50-150 мм2 сечение проводов выбирается по экономическим интервалам нагрузки.
Трансформаторные подстанции (ТП) 35-110 кВ, применяемые для ЭС сельскохозяйственных районов, имеют один или два трансформатора напряжением 35/10 кВ, мощностью 630-6300 кВ А; 110/10 кВ – 2500-10000 кВ А; 110/35/10 кВ – 6300-80000 кВ А. Место размещение подстанции выбирается вблизи центра электрических нагрузок, автомобильных дорог и железнодорожных станций. Подстанция (ПС) должна располагаться, как правило, на непригодных для сельскохозяйственного использования земель; на незаселенной или занятой кустарниками территории; по возможности вне зон интенсивных природных и промышленных загрязнений. Важным требованием при размещении ПС является обеспечение удобных заходов ВЛ.
Рациональное проектирование сетевых ПС всех типов и категорий и, в частности, рациональное и экономичное построение главных электрических схем, выбор параметров оборудования и аппаратуры, а также оптимальная их расстановка представляет собой сложную и ответственную задачу.
В проектах должны быть максимально использованы типовые и повторно используемые экономичные проекты, типовые конструкции высокой заводской готовности из эффективных и высокопрочных материалов, укрупненные монтажные элементы.
1. ОБЩИЕ ДАННЫЕ
Рабочий проект расширения подстанции 110/35/10 кВ разработан на основании задания на проектирование, выданного Котласскими электрическими сетями “Архэнерго”.
Расширение ПС предусмотрено Схемой развития электрических сетей 35 кВ и выше сельскохозяйственного назначения Архангельской области на 2000-2005 гг.
Подстанция предназначается для электроснабжения сельскохозяйственных потребителей, расположенных в зоне действия сетей 35 и 10 кВ, а также торфобрикетного завода по ВЛ-35 “Самино-1”.
Предполагаемый срок ввода в эксплуатацию ПС 2001 год. За расчетный год принят 2005 г.. В состав стройки входит:
- установка второго трансформатора 110/35/10 кВ, второй секции РУ 35 кВ и РУ 10 кВ.
- замена масляных выключателей 10 кВ на вакуумные серии ВВ/TEL.
- ОПУ тип IV.
Существующая подстанция 110/35/10 кВ “Ильинск” находится на балансе Котласских электрических сетей “Архэнерго”. Оперативное и ремонтно-эксплуатационное обслуживание ПС существующее.
1.3 Существующее состояние подстанции до расширения
Подстанция построена по проекту ЛО Сельэнергопроекта в обьеме первой очереди. Тип подстанции – КТПБ 110/35/10 кВ Куйбышевского завода “Электрощит”. На подстанции установлен один трансформатор напряжением 110/35/10 кВ, мощностью 10000 кВА.
Схема ОРУ 110 кВ – (110-3).
РУ 10 кВ и 35 кВ выполнено односекционными.
Баланс мощности на шинах 10-35 кВ приведен в таблице 1.1
Таблица 1.1 Баланс мощности на шинах подстанции
Наименование
Расчетный уровень, МВА
Шины 10 кВ
2.25
Шины 35 кВ
1.Сельское хозяйство
2.Леспромхоз
3.Торфобрикетный завод
5.21
2
4
Итого на 35 кВ
11.21
Итого по подстанции
13.76
1.4 Главная схема электрических соединений, конструктивная часть и другие вопросы
Данным проектом предусматривается расширение с реконструкцией ПС 110/35/10 кВ “Ильинск”.
Расширение с реконструкцией ПС выполняется в связи с увеличением нагрузок существующих потребителей, подключением новых и переводом ПС на постоянный оперативный ток.
Расширением подстанции предусматривается выполнение:
- ОРУ 110 кВ по схеме (110-4) “Два блока с отделителями и автоматической перемычкой со стороны линии”.
- ОРУ 35 кВ по схеме (35-9) “Одна рабочая секционированная выключателем система шин”.
- РУ 10 кВ по схеме (10-1) “Одна секционированная выключателем система шин”.
В существующих шкафах 10 кВ типа К-37 демонтируются масляные выключатели марки ВМПП-10 и устанавливаются вакуумные марки BB/TEL (в двух секциях).
На подстанции устанавливается второй трансформатор мощностью 10000 кВА с регулированием напряжения под нагрузкой.
Оборудование для расширения ПС принято комплектным заводского изготовлени поставки Самарского завода “Электрощит”.
Существующий трансформатор собственных нужд ТМ-63 демонтируется. На подстанции устанавливаются два трансформатора собственных нужд типа ТМ-100/10/0.4 кВ. Для компенсации емкостных токов на напряжении 35 кВ предусмотрена установка дугогасящей катушки типа РЗДСОМ-310/35У1.
На подстанции принимается постоянный оперативный ток. Для этого предусмотрена установка аккумуляторной батареи СК-5 на число элементов n=108 шт. и два зарядно-подзарядных устройства.
Щит постоянного тока комплектуется тремя шкафами: шкаф ШСН-1201 ввода и секционной связи и двумя шкафами отходящих линий ШСН-1203.
Щит собственных нужд переменного тока подстанции комплектуется пятью панелями типа ПСН: одна панель ввода и секционной связи ПСН-1101-78 и четыре панели отходящих линий ПСН-1114-78.
Аккумуляторная батарея и щиты собственных нужд устанавливаются в здании ОПУ.
Защита от грозовых и коммутационных перенапряжений осуществляется с помощью устанавливаемых ОПН. От прямых ударов молнии существующими молниеотводами. Вновь устанавливаемое оборудование присоединяется к существующему контуру заземления полосой 40х4
Согласно метеорологическим данным и расчетам район климатических условий принят по гололеду 2 (расчетная толщина стенки гололедного отложения 10 мм), по ветру 1-2 (расчетная скорость ветра 25 м/сек).
Расчетный скоростной напор ветра на высоте до 15 м ,даН/м2:
- максимальный 40;
- при гололеде 10.
Нормативная глубина промерзания грунта по площадке ПС – 165 см.
Грунтовые воды по площадке ПС встречены на глубине 0,7-1 м.
Район строительства по пляске проводов 1 (с редкой пляской проводов).
Температура воздуха, 0С:
- максимальная +37;
- минимальная –51;
- среднегодовая +1,2;
- средняя наиболее холодной пятидневки –33.
Число грозовых часов в году -39.
2. РАСЧЕТ МОЩНОСТИ И ВЫБОР ГЛАВНЫХ ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
2.1 Определение максимальных нагрузок (для каждой ступени напряжения)
По заданным Sн и cos jн определяем активную и реактивную мощность по формулам:
Pmax = Smaxcosjmax ; (2.1)
Qmax = S2max –P2max ; (2.2)
Для стороны СН:
Pсн=11.21×0.81=9.08 [МВт];
Qсн = 11.212 –9.082 =6.57 [МВАр];
Для стороны НН:
Рнн=2.55×0.82=2.09 [МВт];
Qнн = 2.552 –2.092 =1.46 [МВАр];
На стороне НН для компенсации реактивной мощности ставим компенсирующие устройства- конденсаторные установки (КУ).
Мощность КУ:
Qку= P tgj- tgjк)a , (2.3)
где tgj – естественный коэффициент мощности до компенсации:
tgj= tgjнн= 0.65,
tgjк – соответствующий коэффициент мощности после компенсации:
tgjк= tgjраб= 0.395,
a - коэффициент, учитывающий повышение коэффициента мощности мерами, не требующими установки КУ : a=1.
Qку= 2.09×0.65- 0.395)×1=0.533 [МВАр];
Выбираем КУ: 1´УКЛ-10-450(П) УЗ,
тогда Qку= 1×0.45=0.45 [МВАр];
Тогда полная мощность с учетом компенсации:
Sнн = P2нн+(Qнн-Qку) 2 = 2.092+(1.46 –0.45) 2 =2.32 [МВА]; (2.4)
Таблица 2.1
Параметры конденсаторной установки
Тип
Qном,
КВАр
Габаритные размеры, мм
Масса,
кг
длина
ширина
высота
УКЛ-10-450 УЗ
450
3810
82
1600
1170
2.2 Определение расчётной мощности подстанции
При определении расчётной мощности подстанции учитываются мощности трансформаторов собственных нужд, которые присоединяются к сборным шинам 10 кВ. Принимая Pmax и Qmax за 100% типового графика строим график для каждой ступени мощности, значения которой находим из выражений [3,стр.8] по формулам :
p i ×Pmax g i ×Qmax
Pi = ; Qi = (2.5)
100 100
где pi , gi – ординаты типового графика [3, рис1.] для рассматриваемой ступени мощности в % .
Результаты расчёта сводим в таблицы 2.2-2.4
Таблица 2.2
Суточный график изменения нагрузки подстанции (сторона 110 кВ )
Мощность
Интервал времени, час
0 – 4
4 – 8
8 – 14
14 – 21
21 – 24
P, МВт
9.26
10.56
11.87
Q, МВАр
5.42
6.19
6.95
S, МВА
10.73
12.24
Pрасч=10.2 [МВт] ; Qрасч=6.0 [МВАр]; Sрасч=11.6 [МВА];
МВА, S
МВт, P
МВар Q
16
14
12
S
10
P
8
6
Q
t
0 4 8 14 21 24 час
Рис.1
Таблица 2.3
Суточный график изменения нагрузки подстанции (сторона 35 кВ )
7.08
8.08
9.08
5.12
5.84
6.57
8.73
9.97
Pрасч=7.8 [МВт] ; Qрасч=5.12 [МВАр]; Sрасч=9.33 [МВА];
Таблица 2.4
Суточный график изменения нагрузки подстанции (сторона 10 кВ )
1.63
1.86
2.09
0.79
0.9
1.01
1.80
2.1
1.8
2.32
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9
