Дальнейшие расчеты производим аналогично (4.2.1)

Рисунок 1.1- Схема проектируемой подстанции

 

Напряжение КВ	Количество и вид отходных линий	Нагрузка одноврем линий	коэффициент мощности	Тмах, ч	Коэф. одновр.
Рмах МВт	Рmin МВт
			-	0,85
		30,6	-	0,9
	-	Ртранзит=180	-	cosjтранз=0,87	-

 

АНАЛИЗ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК РУНН – 35КВ

 

Согласно заданию от шин этого напряжения отходит 6 штук линий. Суммарная нагрузка на РУНН – 35 кВ определяется по формуле.

 

 

где П_лэп – количество отходящих линий;

Р_лэп – активная мощность одной линии;

К_одн – коэффициент одновременности включения линий.

 

 

Полная мощность РУНН-10 кВ определяется по формуле:

 

 

1.2 АНАЛИЗ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК РУСН –110 КВ

 

Расчет производится аналогично пункту 1.1.

 

 

 

Полная мощность РУСН-110 кВ определяется по формуле:

 

 

 

 

1.3 АНАЛИЗ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК РУВН –330 КВ

 

Так как РУВН-330 кВ получает питание от системы, то нагрузка подстанции на этом напряжении будет определяться по формуле:

 

 

 

Полная мощность РУВН –220 кВ определяется по формуле:

 

 

 

1.4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛЛИЧЕСТВА ПИТАЮЩИХ ЛИНИЙ ПОДСТАНЦИЮ

 

Определяем нагрузку одной линии по формуле:

 

Согласно (табл. 1.20) пропускная способность линии напряжения 330 В. Р_проп=300 МВт.

 

 

 

2 ВЫБОР ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ПОДСТАНЦИИ

 

Согласно НТП, на подстанции проектируемого класса рекомендуется устанавливать не менее 2-х трансформаторов, а в целях управления схемы, целесообразно применение силы, для трансформаторов. На проектируемой подстанции величина напряжений равна 330/110/35 кВ Поэтому целесообразно применение автотрансформатора, учитывая эти условия; применяем два варианта структурных схем: первый вариант – с двумя автотрансформаторами, второй вариант – с тремя автотрансформаторами.

 

 

РУВН-330

 

Р_РУВН = 176,4 Р_РУСН = 122,4

S_РУВН = 199,5 S_РУСН = 136

 

 

Р_{РУНН - 35}

 

Рисунок 2.1- Первый вариант проектируемой подстанции.

 

 

РУВН-330кВ

 

Р_РУВН =176,4

S_РУВН =199,5

 

 

Р_РУСН = 122,4

S_РУСН = 136

 

 

Р_РУНН = 54

·

·

S_РУНН = 63,5 РУНН – 35 кВ

 

Рисунок 2.1- Второй вариант проектируемой подстанции.

3 ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИИ

 

3.1 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРА ДЛЯ ПЕРВОГО ВАРИАНТА.

 

Автотрансформатор на подстанции выбирается такой номинальной мощностью, чтобы в случае выхода из работы одного из них оставшиеся могли бы перекрыть нагрузку подстанции с учетом аварийного перегруза 40 %. Требуема мощность трансформатора рассчитывается по формуле:

где S_махРУВН – максимальная нагрузка;

n_тр – количество трансформаторов на подстанции.

 

Мощность выбираемого трансформатора должна удовлетворять условия:

где Sном.тр – номинальная мощность трансформатора [табл 3.8]

 

выбираем трансформатор соответствующего типа [табл. 3.8]

АТДЦТН – 200000/300/110

 

3.2. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРА ДЛЯ ВТОРОГО ВАРИАНТА

 

где S_махРУВН – максимальная нагрузка;

n_тр – количество трансформаторов на подстанции.

 

Мощность выбираемого трансформатора должна удовлетворять условия:

где Sном.тр – номинальная мощность трансформатора [табл. 3.8]

выбираем трансформатор соответствующего типа [табл. 3.8]

АТДЦТН – 125000/330/110

 

Таблица 3.1- технические данные трансформаторов

 

Тип трансформатора	Напряжение кВт	Потери кВт	Напряжение К.З %	Iх.х %	Цена Тыс.грн
ВН	СН	НН	Рх.х	Рк..з	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
АТДЦТН – 200000/300/110			38,5			10,5			0,45
АТДЦТН – 125000/330/110			38,5						0,45	238,5

 

4 ТЕХНИКОЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ

ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ

 

РАСЧЕТ КАПИТАЛЬНЫХ ЗАТРАТ ОПРЕДЕЛЯЕТСЯ

ПО ФОРМУЛЕ:

 

где n _тр – число трансформаторов установленных затрат;

ц _тр – цена одного трансформатора.

 

К_I = 2 ^· 291 = 582 тыс. грн

К_II = 3 ^· 238,5 = 715,5 тыс. грн.

 

ОПРЕДЕЛИТЬ МАКСИМАЛЬНУЮ МОЩНОСТЬ В

ОБМОТКЕ РУНН-35 ПО ФОРМУЛЕ:

где S_{мах нн} – максимальная мощность на низкой стороне

 

t_{мах нн} = 2000 ч

 

4.2.1 ОПРЕДЕЛЯЕМ МАКСИМАЛЬНУЮ МОЩНОСТЬ

РУСН –110 КВ ПО ФОРМУЛЕ:

 

(4.2.1)

где S_{мах нн} – максимальная мощность на средней стороне

t_{мах нн} = 3800 ч

 

4.2.2 ОПРЕДЕЛЯЕМ МАКСИМАЛЬНУЮ МОЩНОСТЬ

РУВН-330КВ, ОПРЕДЕЛЯЕМ ЧИСЛО ЧАСОВ МАКСИМАЛЬНОЙ НАГРУЗКИ

 

t_{мах нн} = 900 ч

 

где Р_{МАХ НН}, Т_{МАХ НН}, Р_{МАХ СН}, Т_{МАХ СН} –максимальные активные

мощности на сторонах трансформатора

 

АТДЦТН – 200000/300/110 кВ

 

 

Выбор схем РУ подстанций

 

5.1 Выбор схем РУ – 330.

Рассчитаем 2 питающих линий и 2 трансформатора. Всего 4 присоединений. При таком количестве присоединений согласно (4. Табл. 2.5) рекомендуются схемы с обходным и секционным выключателем. Это позволяет сохранить параллельную работу линий при ремонтах выключателей.

 

5.2 Выбор схем РУ – 110.

По заданию имеется 4 ЛЭП и два питающих трансформатора. Всего 6 присоединений. Согласно рекомендаций (4. Табл. 2.5) принимаем схему: одна секционированная система шин.

5.3 Выбор схем РУ – 35.

Согласно заданию имеется 6 ЛЭП и 2 трансформатора, а также согласно (2) на подстанции должно быть два присоединения тр – ров с. н.. Всего 10 ЛЭП, согласно рекомендации (4. Табл. 2.5) принимаем схему: одна рабочая секционированная система шин.

5.4 Выбор схем РУ с. н..

Согласно рекомендации (2) напряжение РУ с.н. подстанции принимается 0,4 Кв с питанием от понижающих трансформаторов подключенных к РУНН в нашем случае 35/0,4 Кв.

Для двух тр – ров на подстанции выполняется одна секционированная система шин.

6. ПРАКТИЧЕСКИМ ПУТЕМ РАСЧИТАТЬ ТОКИ.

 

6.1 СОСТАВЛЕНИЕ РАСЧЕТНОЙ СХЕМЫ. НА ЭТОЙ СХЕМЕ УЧИТЫВАЕТЯ ТОЛЬКО ТЕ ЭЛЕМЕНТЫ, КОТОРЫЕ ВЛИЯЮТ НА ВЕЛИЧИНУ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ.

 

 

 

Л₁ Л₂ S_к.з. = 100000 мВ•А

К₁ х_о = 0,32 Ом/км

l = 200 км

 

U _к.вс. = 11 %

К₂ U _к.вн. = 32 %

U _к.сн. = 20 %

 

К₃

 

Рисунок 6.1 - Расчетная схема

 

6.2 ВЫБОР БАЗОВЫХ ДАННЫХ

 

 

S _б = 1000 МВ ^· А

U _б1 = 340 кВ

U _б2 = 115 кВ

U _б3 = 37 кВ

 

6.3 СОСТАВЛЯЕМ СХЕМУ ЗАМЕЩЕНИЯ

 

 

U _к.в = 0,5 ^· (U _к.вс+ U _к.вн- U _к.сн)

U _к.в = 0,5 ^· (11 + 32 - 20) = 11,5.

 

U _к.н = 0,5 ^· (U _к.сн+ U _к.вн- U _к.вс)

U _к.н = 0,5 ^· (20 + 32 - 11) = 20,5.

 

 

U _к.с = 0,5 ^· (U _к.сн- U _к.вн+ U _к.вс)

U _к.с = 0,5 ^· (20 - 32 + 11) = -0,5.

 

 

6.4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОКОВ К. З. В ТОЧКЕ К₁

 

Е _С = 1 Е _С = 1

х ₁ = 0,1 х ₁₀ К₁

 

 

х ₂ = 0,55 х ₃ = 0,55

 

 

Рисунок 6.2 - Схема замещения тока К1

6.5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОКОВ К. З. В ТОЧКЕ К₁

 

 

Определяем ударный ток К.З.

 

Определяем составляющую тока К.З.

 

6.6 СВОРАЧИВАЕМ СХЕМУ ЗАМЕЩЕНИЯ ТОКА К.З В ТОЧКЕ К₂

Е_С = 1

 

х₁₀=0,375

х₁₁=1,175

 

К2

х₄=0,575 х₅=0,575

 

х₇=1,025

 

х₆=1,025

 

Рисунок 6.3 - Схема замещения тока К₂

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОКА К.З В ТОЧКЕ К₂.

ОПРЕДЕЛЯЕМ ЗНАЧЕНИЕ ПЕРИОДИЧЕСКОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ ТОКА К.З ДЛЯ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

 

 

Определяем ударный ток К.З.

 

Определяем составляющую тока К.З.

где t - расчетное время вычисляется ток:

t = t_св+ 0,01 с, t_св – собственное время выключателя.

0,01 – время действия релейной защиты t = 0,05 + 0,01 = 0,06 с.

Та – постоянная времени затухания периодической составляющей тока к.з.

Периодическая составляющая тока к.з. от энергосистемы, поступает в место к.з. от шин неизменного напряжения через эквивалентное результирующее сопротивление х₁₁, поэтому она может быть равной

 

6.8 СВОРАЧИВАЕМ СХЕМУ ЗАМЕЩЕНИЯ В ТОЧКЕ К₃

 

х₁₂=0,6625

 

	Рисунок 6.4 - Схема замещения тока К3

6.9 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОКА К.З В ТОЧКЕ К₂.

ОПРЕДЕЛЯЕМ ЗНАЧЕНИЕ ПЕРИОДИЧЕСКОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ ТОКА К.З ДЛЯ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

 

 

Определяем ударный ток К.З.

 

Определяем составляющую тока К.З.

Периодическая составляющая тока к.з. от энергосистемы, поступает в место к.з. от шин неизменного напряжения через эквивалентное результирующее сопротивление х₁₂, поэтому она может быть принята неизменно во времени.

 

 

Таблица 6.1 Сводная таблица расчетов токов К.З.

 

Токи К.З.	I no кA	iy кA	iaτ кA	Inτ кA
К1	4,53	10,3	0,319	4,53
К2	4,27	9,71	0,684	4,27
К3	23,547	64,936	1,658	23,547

 

 

7 ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ,

ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ

ПРИБОРОВ

 

7.1 ВЫБОР РАСЧЁТНОЙ СХЕМЫ

110 кВ

TA3

TA1

TA2

T

I п о = 4,53 кА; iу = 10,3 кА; iаτ = 0,319 кА; I п τ = 4,53 кА; Iном = 174,5 А; Imax = 349 А.

Iпо = 23,547 кА; iу = 64,936 кА; iаτ = 1,658 кА; Iпτ = 23,547 кА; Iном = 523,74 А; Imax = 1047,48 А.

I п о = 4,27 кА; iу = 9,71 кА; iаτ = 0,684 кА; I п τ = 4,27 кА; Iном = 356,9 А; Imax = 713,8 А.

Q3

Q1

Q2

35 кВ

330 кВ

Расчётная схема для выбора аппаратуры и токоведущих частей представлена на рисунке 7.1.

Рисунок 7.1 – Расчётная схема

 

На расчётной схеме указаны необходимые для расчёта параметры, а именно: токи короткого замыкания, номинальные токи трансформаторов с трёх сторон, которые определяются по формуле:

 

 

где S_ном – номинальная мощность трансформатора,

установленного на подстанции, МВА;

U_ном – номинальное напряжение обмотки трансформатора

(см. табл. 2.10).

 

Максимальный ток нагрузки с каждой стороны, необходимый для выбора аппаратуры определяется по формулам:

 

I_{max 330} = 2 ∙ I_{ном 330} = 2 ∙ 174,5 = 349 А;

I_{max 110} = 2 ∙ I_{ном 110} = 2 ∙ 356,9 = 713,8 А;

I_{max 35} = 2 ∙ I_{ном 35} = 2 ∙ 523,74 = 1047,48 А.

 

7.2 ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ

Согласно НТП на ОРУ-110 кВ должны устанавливаться по возможности воздушные выключатели.

 

7.2.1 Выбор выключателей на ВН-330 кВ.

 

1) по номинальному напряжению:

 

U_уст ≤ U_ном;

330 кВ = 330 кВ.

 

2) по периодической составляющей тока КЗ:

 

I _{п τ} ≤ I_{отк.ном};

4,53 кА ‹ 40 кА.

 

3) по номинальному току:

 

I_max ≤ I_ном;

349 А ‹ 3150 кА

 

 

4) по апериодической составляющей тока КЗ:

 

i_а.τ ≤ i_а.ном;

0,319 кА ‹ 40 кА.

 

5) по динамической стойкости:

 

I _{п о} ≤ I_{пред.сквозн};

4,53 кА ‹ 40 кА.

 

6) по динамической стойкости

 

i_у ≤ i_{пред.сквозн};

10,3 кА ‹ 102 кА.

 

7) по термической стойкости:

 

В_к ≤ I_­тер² ∙ t_тер;

1,34 ‹ 4800 кА²∙с.

 

В_к = I _{п о}² (t_отк + T_а) = 4,53² ∙ (0,04 + 0,025) = 1,34 кА²∙с;

 

На ОРУ-330 кВ выбираем воздушный баковый выключатель типа:

ВВБ – 330 –31,5/200У1.

Выбор выключателей на СН-110 кВ и НН-35 кВ производим аналогично пункту 7.2.1 и заносим в таблицу 7.1.

 

7.3 ВЫБОР РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ

 

7.3.1 Выбор разъединителей на ВН-330 кВ.

 

1) по номинальному напряжению

 

U_уст ≤ U_ном;

330 кВ = 330 кВ.

 

2) по номинальному току:

 

I_max ≤ I_ном;

349 А ‹ 3200 кА.

 

3) по динамической стойкости

 

i_у ≤ i_{пред.сквозн};

10,3 кА ‹ 160 кА.

 

4) по термической стойкости:

 

В_к ≤ I_­тер² ∙ t_тер;

1,34 ‹ 4800 кА²∙с.

 

В_к = I _{п о}² (t_отк + T_а) = 4,53² ∙ (0,04 + 0,025) = 1,34 кА²∙с;

 

 

На ОРУ-330 кВ выбираем разъединитель типа:

РНДЗ 1 – 330/3200 У1.

Выбор разъединителей на СН-110 кВ и НН-35 кВ производим аналогично пункту 7.3.1 и заносим в таблицу 7.1.

 

 

7.4 ВЫБОР ГИБКИХ ШИН НА РУВН – 330 кВ

 

Условно выбираем провод марки: АС – 120/19.

После выбора сечения провода производим проверку сечения по нагреву (по допустимому току):

 

I_max ≤ I_доп,

 

По справочнику [ 3, табл. 7,35 ] принимаем I_доп = 390 А и получаем, что

349 А ≤ 390 А

 

На термическое действие токов КЗ, согласно ПУЭ, провода ОРУ напряжением 35 кВ и выше не проверяются.

На электродинамическое действие тока КЗ гибкие шины не проверяем, т.к. I_к⁽³⁾ ‹ 20 кА.

7.4.1 Проверяем шины по условию короны.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля, кВ/см,

 

 

где m – коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности

провода (для многопроволочных проводов m = 0,82);

r_о – радиус провода, см.

 

 

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода определяется по выражению:

 

 

 

где U – линейное напряжение, кВ;

D_ср – среднее геометрическое расстояние между проводами

фаз, см.

 

D_ср = 1,26D,

 

где D – расстояние между соседними фазами, см. По [2, табл. 6,1]

принимаем D = 280 см.

 

 

Провод не будет коронировать, если выполняется условие,

 

1,07Е £ 0,9Е_о;

35,703 кВ/см ‹ 51,876 кВ/см.

 

7.5 ВЫБОР ГИБКИХ ШИН НА РУСН – 110 кВ

 

Условно выбираем провод марки: АС – 400/22.

После выбора сечения провода производим проверку сечения по нагреву (по допустимому току):

 

I_max ≤ I_доп,

 

По справочнику [ 3, табл. 7,35 ] принимаем I_доп = 830 А и получаем, что

 

713,8 А ‹ 830 А.

 

На термическое действие токов КЗ, согласно ПУЭ, провода ОРУ напряжением 35 кВ и выше не проверяются.

На электродинамическое действие тока КЗ гибкие шины не проверяем, т.к. I_к⁽³⁾ ‹ 20 кА.

7.5.1 Проверяем шины по условию короны.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля, кВ/см,

 

 

где m – коэффициент, учитывающий шероховатость

поверхности провода (для многопроволочных

проводов m = 0,82);

r_о – радиус провода, см.

 

 

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода определяется по выражению:

 

где U – линейное напряжение, кВ;

D_ср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

 

D_ср = 1,26D,

 

где D – расстояние между соседними фазами, см. По [ 2, табл. 6,1 ] принимаем D = 100 см.

 

 

Провод не будет коронировать, если выполняется условие,

 

1,07Е £ 0,9Е_о;

15,85 кВ/см ‹ 21,1589 кВ/см.

 

 

7.6 ВЫБОР ГИБКИХ ШИН НА РУНН – 35 кВ

Условно выбираем провод марки: АС – 600/72.

После выбора сечения провода производим проверку сечения по нагреву (по допустимому току):

 

I_max ≤ I_доп,

 

По справочнику [ 3, табл. 7,35 ] принимаем I_доп = 1050 А и получаем, что

 

1047,48 А ‹ 1050 А.

 

На термическое действие токов КЗ, согласно ПУЭ, провода ОРУ напряжением 35 кВ и выше не проверяются.

На электродинамическое действие тока КЗ гибкие шины не проверяем, т.к. I_к⁽³⁾ ‹ 20 кА.

 

7.6.1 Проверяем шины по условию короны.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля, кВ/см,

 

 

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода определяется по выражению:

 

 

где U – линейное напряжение, кВ;

D_ср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см.

 

D_ср = 1,26D,

 

где D – расстояние между соседними фазами, см. По [2, табл. 6,1] принимаем D = 250 см.

 

 

Провод не будет коронировать, если выполняется условие,

 

1,07Е £ 0,9Е_о;

 

3,505 ‹ 27,5508 кВ/см.

 

7.7 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА НА РУВН – 330 кВ

Трансформаторы тока выбираем по:

1) напряжению установки:

 

U_уст ≤ U_ном;

330 кВ = 330 кВ.

 

2) по номинальному току:

 

I_max ≤ I_ном,

 

где I_max – ток максимального режима;

I_ном – номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока

349 А ‹ 1000 кА

 

Т.к. на ВН установлены выключатели типа МКП, то устанавливаем трансформаторы тока типа:

ТФУМ – 330А.

3) По электродинамической стойкости

і уд ≤ і дин

10,3 ≤ 49,5

 

4) По термической стойкости:

 

В_к ≤ I_­тер² ∙ t_тер,

 

где В_к – тепловой импульс по расчёту;

I_тер – ток термической стойкости;

t_тер – время термической стойкости по каталогу.

 

1,34 ‹ 722 кА² ∙ с.

 

5) вторичной нагрузке

 

z₂ ≤ z_2ном,

 

где z₂ – вторичная нагрузка трансформатора тока;

z_2ном – номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности, z_2ном = 0,8 Ом.

ВЫВОДЫ

1) Проанализировали электрические нагрузки подстанции напряжением 330/110/35 и рассчитали количество линий на высокой стороне, которое равно 2.

2) Выбрали вариант структурной схемы по минимальным затратам. Выбранный вариант включает в себя 2 трансформатора.

3) Выбрали схемы РУ всех подстанций и получили на:

РУВН одна секционированная система шин с обходной, с одним секционным и обходным выключателем.

РУСН одна секционированная система РУВН одна

РУНН одна секционированная система РУВН одна

РУ собственных нужд: одна секционированная система шин.

4) Рассчитали токи к.з. на всех сторонах напряжения и

полученные данные занесли в сводную таблицу.

5) Так как на стороне НН – 35 ток к.з. получился меньше 40

кА, то мы не устанавливаем токоограничивающий реактор.

6) Выбрали на всех сторонах напряжения выключатели:

ВВБ- 330–31,5/200У1

ВМТ-110Б-25/1250

ВМК-33Б-А-16/1000У1

Разъединители:

РНДЗ-1-330/3200У1

РНДЗ-1-110/3200У1

РНДЗ-1-35/20000

7) Обосновали конструкцию РУ – 330 кВ.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. «Электрическая часть станций и подстанций». Справочные

материалы для дипломного проекта под редакцией Неклепаева

Б.Н.. Москва. Єнергопром 1939г.

2.Нормы технологическогопроектирования подстанций с высшим

напряжением 35 – 750 кВ. Минэнерго. СССР Москва 1979г.

3. Справочник по электрическим устройствам высшего напряжения

под редакцией С.А. Ботанова.

4.Рожкова Л.Д., Кузьмин В.С. «Электрооборудование станций и

подстанций». Москва. Энергоиздат. 1987г.

5. Л.Д. Смирнов, К.Н. Антонов «Справочная книжка энергетики».

6. «Правила устройства энергоустановок» ПУЭ – 85 Москва.

Энергоиздат. 1985г.

 

Рисунок 1.1- Схема проектируемой подстанции

 

Напряжение КВ	Количество и вид отходных линий	Нагрузка одноврем линий	коэффициент мощности	Тмах, ч	Коэф. одновр.
Рмах МВт	Рmin МВт
			-	0,85
		30,6	-	0,9
	-	Ртранзит=180	-	cosjтранз=0,87	-

 

АНАЛИЗ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК РУНН – 35КВ

 

Согласно заданию от шин этого напряжения отходит 6 штук линий. Суммарная нагрузка на РУНН – 35 кВ определяется по формуле.

 

 

где П_лэп – количество отходящих линий;

Р_лэп – активная мощность одной линии;

К_одн – коэффициент одновременности включения линий.

 

 

Полная мощность РУНН-10 кВ определяется по формуле:

 

 

1.2 АНАЛИЗ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК РУСН –110 КВ

 

Расчет производится аналогично пункту 1.1.

 

 

 

Полная мощность РУСН-110 кВ определяется по формуле:

 

 

 

 

1.3 АНАЛИЗ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК РУВН –330 КВ

 

Так как РУВН-330 кВ получает питание от системы, то нагрузка подстанции на этом напряжении будет определяться по формуле:

 

 

 

Полная мощность РУВН –220 кВ определяется по формуле:

 

 

 

1.4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛЛИЧЕСТВА ПИТАЮЩИХ ЛИНИЙ ПОДСТАНЦИЮ

 

Определяем нагрузку одной линии по формуле:

 

Согласно (табл. 1.20) пропускная способность линии напряжения 330 В. Р_проп=300 МВт.

 

 

 

2 ВЫБОР ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ПОДСТАНЦИИ

 

Согласно НТП, на подстанции проектируемого класса рекомендуется устанавливать не менее 2-х трансформаторов, а в целях управления схемы, целесообразно применение силы, для трансформаторов. На проектируемой подстанции величина напряжений равна 330/110/35 кВ Поэтому целесообразно применение автотрансформатора, учитывая эти условия; применяем два варианта структурных схем: первый вариант – с двумя автотрансформаторами, второй вариант – с тремя автотрансформаторами.

 

 

РУВН-330

 

Р_РУВН = 176,4 Р_РУСН = 122,4

S_РУВН = 199,5 S_РУСН = 136

 

 

Р_{РУНН - 35}

 

Рисунок 2.1- Первый вариант проектируемой подстанции.

 

 

РУВН-330кВ

 

Р_РУВН =176,4

S_РУВН =199,5

 

 

Р_РУСН = 122,4

S_РУСН = 136

 

 

Р_РУНН = 54

·

·

S_РУНН = 63,5 РУНН – 35 кВ

 

Рисунок 2.1- Второй вариант проектируемой подстанции.

3 ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИИ

 

3.1 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРА ДЛЯ ПЕРВОГО ВАРИАНТА.

 

Автотрансформатор на подстанции выбирается такой номинальной мощностью, чтобы в случае выхода из работы одного из них оставшиеся могли бы перекрыть нагрузку подстанции с учетом аварийного перегруза 40 %. Требуема мощность трансформатора рассчитывается по формуле:

где S_махРУВН – максимальная нагрузка;

n_тр – количество трансформаторов на подстанции.

 

Мощность выбираемого трансформатора должна удовлетворять условия:

где Sном.тр – номинальная мощность трансформатора [табл 3.8]

 

выбираем трансформатор соответствующего типа [табл. 3.8]

АТДЦТН – 200000/300/110

 

3.2. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРА ДЛЯ ВТОРОГО ВАРИАНТА

 

где S_махРУВН – максимальная нагрузка;

n_тр – количество трансформаторов на подстанции.

 

Мощность выбираемого трансформатора должна удовлетворять условия:

где Sном.тр – номинальная мощность трансформатора [табл. 3.8]

выбираем трансформатор соответствующего типа [табл. 3.8]

АТДЦТН – 125000/330/110

 

Таблица 3.1- технические данные трансформаторов

 

Тип трансформатора	Напряжение кВт	Потери кВт	Напряжение К.З %	Iх.х %	Цена Тыс.грн
ВН	СН	НН	Рх.х	Рк..з	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
АТДЦТН – 200000/300/110			38,5			10,5			0,45
АТДЦТН – 125000/330/110			38,5						0,45	238,5

 

4 ТЕХНИКОЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ

ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ

 

РАСЧЕТ КАПИТАЛЬНЫХ ЗАТРАТ ОПРЕДЕЛЯЕТСЯ

ПО ФОРМУЛЕ:

 

где n _тр – число трансформаторов установленных затрат;

ц _тр – цена одного трансформатора.

 

К_I = 2 ^· 291 = 582 тыс. грн

К_II = 3 ^· 238,5 = 715,5 тыс. грн.

 

ОПРЕДЕЛИТЬ МАКСИМАЛЬНУЮ МОЩНОСТЬ В

ОБМОТКЕ РУНН-35 ПО ФОРМУЛЕ:

где S_{мах нн} – максимальная мощность на низкой стороне

 

t_{мах нн} = 2000 ч

 

4.2.1 ОПРЕДЕЛЯЕМ МАКСИМАЛЬНУЮ МОЩНОСТЬ

РУСН –110 КВ ПО ФОРМУЛЕ:

 

(4.2.1)

где S_{мах нн} – максимальная мощность на средней стороне

t_{мах нн} = 3800 ч

 

4.2.2 ОПРЕДЕЛЯЕМ МАКСИМАЛЬНУЮ МОЩНОСТЬ

РУВН-330КВ, ОПРЕДЕЛЯЕМ ЧИСЛО ЧАСОВ МАКСИМАЛЬНОЙ НАГРУЗКИ

 

t_{мах нн} = 900 ч

 

где Р_{МАХ НН}, Т_{МАХ НН}, Р_{МАХ СН}, Т_{МАХ СН} –максимальные активные

мощности на сторонах трансформатора

 

Дальнейшие расчеты производим аналогично (4.2.1)

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРА. ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ОБМОТКАХ ОПРЕДЕЛЯЮТСЯ ПО ФОРМУЛЕ:

 

 

где Р_К.З, Р_ХХ –потери мощности холостого хода и К.З.

Т – число часов использования трансформатора, Т = 8700 ч

 

ΔР_К.З.В = ΔР_К.З.С = ΔР_К.З.Н = 0,5 Р_К.З

 

ΔР_К.З.1 = 560 ^· 0,5 = 280

 

ΔР_К.З.2 = 345 ^· 0,5 = 172,5

 

 

 

 

Потери электрические по вариантам:

 

 

2 ^· 799181,6 = 1598363,2 кВт^· ч

3 ^· 486142,95 = 1458428,85 кВт^· ч

 

 

4.4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИЗДЕРЖЕК ПО ВАРИАНТАМ. ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ИЗДЕРЖКИ ОПРЕДЕЛЯЮТСЯ ПО ФОРМУЛЕ:

 

 

где β – удельная стоимость одного киловатт часа потерянной в

трансформаторе энергии, β=13,07

ρ_а, ρ_ав – нормы на амортизационные отчисления.

ρ_а= 10 %

ρ_ав= 20 %