Проектирование главной понизительной подстанции предприятия текстильной промышленности

По справочнику [8, табл. 1.36] при температуре охлаждения θОХЛ. = 20°С и времени перегрузки tП = 6 ч  k2 ДОП. = 1.4.

Вариант 2×ТРДН-16000/110 проходит по техническим условиям.

3. Вариант 2×ТРДН-10000/110 

В аварийном режиме необходимо производить отключение 20% потребителей III категории. При этом пересчитывается график нагрузки по формулам:

Результаты пересчета приведены в таблице 3.

 

Таблица 3 - График электрических нагрузок при отключении потребителей

                     III категории                                                                  

t, ч	8	1	3	2	5	5
P, МВт	4,61	14,59	15,36	14,59	15,36	9,22
Q, Мвар	0,23	6,97	7,55	6,97	7,55	2,89
S, МВА	4,61	16,17	17,11	16,17	17,11	9,66
С учетом потерь мощности
∆P, МВт	0,09	0,31	0,32	0,31	0,32	0,18
∆Q, Мвар	0,46	1,62	1,71	1,62	1,71	0,97
P', МВт	4,7	14,92	15,7	14,92	15,7	9,41
Q', Мвар	0,69	8,58	9,26	8,58	9,26	3,85
S', МВА	4,75	17,21	18,23	17,21	18,23	10,17

По справочнику [8, табл. 1.36] при температуре охлаждения θОХЛ. = 20°С и времени перегрузки tП = 6 ч  k2 ДОП. = 1.4.

Вариант 2×ТРДН-10000/110 проходит по техническим условиям

 

Режим систематических перегрузок

При нормальной схеме работы подстанции мощность потребителей делится между трансформаторами. Поэтому будем рассматривать график нагрузки одного трансформатора (Таблица 4).

 

Таблица 4 - Графики электрических нагрузок одного трансформатора                                                               

t, ч	8	3	1	1	4	7
P, МВт	2,88	9,12	9,6	9,12	9,6	5,76
Q, Мвар	0,13	4,87	5,23	4,87	5,23	2,32
S, МВА	2,88	10,34	10,93	10,34	10,93	6,21
С учетом потерь мощности
∆P, МВт	0,06	0,21	0,22	0,21	0,22	0,12
∆Q, Мвар	0,29	1,03	1,09	1,03	1,09	0,62
P', МВт	2,94	9,33	9,82	9,33	9,82	5,88
Q', Мвар	0,42	5,9	6,32	5,9	6,32	2,94
S', МВА	2,97	11,04	11,68	11,04	11,68	6,58

График SНАГР/2 = f(t) представлен на рис. 4.

 

1. Вариант 2×ТРДН-25000/110 

По графику нагрузки SНАГР/2 = f(t) видно, что перегрузки нет.

2. Вариант 2×ТРДН-16000/110 

По графику нагрузки SНАГР/2 = f(t) видно, что перегрузка отсутствует.

 

 

3. Вариант 2×ТРДН-10000/110 

По графику нагрузки SНАГР/2 = f(t) видно, что перегрузка отсутствует.

 

Таким образом , технически осуществимы все три выбранных варианта

 

Технико-экономическое сравнение вариантов

 

Технические данные трансформаторов приведены в таблице 5.

 

Таблица 5 - Технические данные трансформаторов                                                        

Тип трансформатора	SHOM, MBA	UBH, kB	UHH, kB	UK BH–HH, %	PXX, kBт	PКЗ, kBт	Цена, т. руб
ТДН-16000/110	16	115	6,3	10,5	18	85	48
ТДН-10000/110	10	115	6,3	10,5	14	58	40
ТДН-6300/110	6,3	115	6,3

 

Приведенные затраты определяются:

 

,                                                    (1.18)

  где рнорм = 0.12 – нормативный коэффициент эффективности капитальных

        вложений для  объектов электроэнергетики;

        К – единовременные  капитальные вложения, тыс. руб.;

        И – годовые  текущие затраты при нормальной  эксплуатации, тыс. руб./год.

         ,                                             (1.19)

где   р а = 6.4%, р т = 3% – коэффициенты отчислений соответственно на                           

                                            амортизацию и текущий ремонт;

        ИЭ – стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб./год.

 

Потери электроэнергии в трансформаторе определяются по формуле:

,                             (1.20)

где tp – время работы трансформатора; tp = 6700 ч.

Время наибольших потерь определяется следующим образом:

,

где ТМ – время использования максимальной нагрузки; ТМ = 7000 ч.

Потери в трансформаторе ТРДН-16000/110:

.

Потери в трансформаторе ТРДН-10000/110:

.

Стоимость годовых потерь электроэнергии:

                                                     (1.21)

где β – средняя себестоимость электроэнергии; β = 125 коп/кВт∙ч.

Капитальные вложения:

.

.

.

Приведенные затраты:

.

.

 

Расчет проводился с учетом коэффициента инфляции, равного 30, и коэффициента, учитывающего доставку и монтаж, равного 1.4.

Результаты технико-экономического сравнения вариантов показывают, что минимальные приведенные затраты имеет вариант 2×ТДН-10000/110, который и принимается для дальнейших расчетов.

 

 

 

 

 

 

3.  ВЫБОР СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ  СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ

3.1 Требования к схемам  электроустановок

Главная схема электрических соединений должна обеспечивать бесперебойное электроснабжение потребителей. Поэтому основные требования к схеме подстанции – надежность электроснабжения потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с их категориями, а также надежный транзит мощности через РУ высшего напряжения.

Особое внимание при разработке схемы следует обратить на роль подстанции в системообразующих сетях. Узловые подстанции, соединяющие электростанции и части энергосистем, должны иметь схемы, которые обеспечивают устойчивую параллельную работу в любых ремонтных и аварийных режимах работы.

Схема подстанции должна обеспечивать качественные показатели электроэнергии в соответствии с ГОСТ-13109-97.

Важным требованием является экономичность, то есть требование минимальных приведенных затрат на сооружение распределительного устройства и ежегодных расходов на его эксплуатацию.

3.2 Схемы электрических соединений узловых подстанций

При проектировании выбрана схема с двойной несекционированной системой шин.

Двойная система шин обеспечивает возможность ремонта сборных шин, шинных разъединителей без отключения присоединений, на которых не производится ремонт. При повреждении одной из систем шин потребители обесточиваются только на время оперативных переключений. Допускается ремонт линейных выключателей с кратковременным отключением ремонтируемого присоединения для шунтирования выключателя и сборки схемы через шиносоединительный выключатель. Конструкция РУ должна допускать возможность шунтирования выключателя. Портальные схемы с двойной системой шин работают, как правило, с фиксированным присоединением фидеров и включенным с ШСВ. При большем количестве фидеров выполняется секционирование одной из систем шин (рабочей). Вторая несекционированная система шин (трансфертная) находится в резерве без напряжения.

Недостатки: большое количество оборудования, сложность оперативных переключений. Использование одной из систем шин для ремонта выключателей снижает надежность работы подстанции при значительном количестве фидеров и больших сроках ремонта (в РУ- 110 кВ и выше). Схема представлена на рисунке 3.1.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис3.1 Схема с двойной системой шин

 

4.  РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО  ЗАМЫКАНИЯ

При проектировании понизительных подстанций промышленных предприятий расчет токов короткого замыкания производят для решения задач:

1. Сопоставления, оценки и выбора главных схем электрических соединений электростанций и подстанций;
2. Проверки электрических аппаратов и токоведущих частей по условию работы при коротких замыканиях;

3. Решения вопросов ограничения токов короткого замыкания;

4. Проектирования и настройки устройств релейной защиты;
5. Проектирования заземляющих устройств;

Для целей проектирования используются упрощенные методы расчета токов короткого замыкания. При этом принимается ряд допущений: отсутствие качаний генераторов, приближенный учет нагрузок, пренебрежение активными сопротивлениями схемы (если соотношение R/X < 1.3), приближенный учет апериодического тока короткого замыкания.

За расчетный вид короткого замыкания принимается, как правило, трехфазное короткое замыкание.

Расчет токов короткого замыкания производится для максимального и минимального режимов работы системы.