Содержание
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 Pmax=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
T87,82=183*(0,8+4)=878,4 часов
Т84,89=183*(1+1)=366 часов
Т79,45=183*(3,4+2,4+2,6)=1537,2 часов
Т75,27=183*(3,2+2)+182(1,8+1,8)=1606,8 часов
Т69,95=182*(0,8+4)=873,6 часа
Т66,49=182*(1+1)=364 часов
Т59,38=182*(3,4+2,4+2,6)=1528,8 часа
Т53,86=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 Тmax. Величина Тmax является одним из характерных параметров годового графика. Она определяет такое условное время Тmax < 8760 ч, в течение которого, работая с максимальной неизменной нагрузкой Smax, 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)
Выдержка из текста
Введение
Электроэнергетика является основой развития производственных сил в любом государстве. Стабильное развитие любой отрасли промышленности невозможно без постоянно развивающейся энергетики.
Текущей задачей российской энергетики является не только строительство новых предприятий по производству электроэнергии, но и правильное и целесообразное использование ресурсов уже имеющихся предприятий этой отрасли.
Развитие электроэнергетики в XX веке характеризовалось высокими тем¬пами строительства электростанций и расширением электрических сетей, созда¬нием энергосистем, энергообъединений и в конечном итоге Единой энергетиче¬ской системы (ЕЭС) страны. В настоящее время электроэнергетический комплекс России имеет уста¬новленную мощность электростанций 216 ГВт с производством электроэнер¬гии 916 ГВт•ч в год. Протяженность сетей составляет около 2,5 млн км, в том числе линий 220 — 1150 кВ — 157 тыс. км.
Приоритетами Энергетической стратегии являются:
— полное и надежное обеспечение населения и экономики страны энергоресурсами по доступным, и вместе с тем стимулирующим энергосбережение ценам, снижение рисков и недопущение развития кризисных ситуаций в энергообеспечении страны;
— снижение удельных затрат на производство и использование энергоресурсов за счет рационализации их потребления, применения энергосберегающих технологий и оборудования, сокращения потерь при добыче, переработке, транспортировке и реализации продукции ТЭК;
— повышение финансовой устойчивости и эффективности использования потенциала энергетического сектора для обеспечения социально-экономического развития страны;
— минимизация техногенного воздействия энергетики на окружающую среду на основе применения экономических стимулов, совершенствования структуры производства, внедрения новых технологий добычи, переработки, транспортировки, реализации и потребления продукции.
Стратегическими целями развития электроэнергетики в рассматриваемой перспективе являются:
— надежное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией;
— сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы страны, ее интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;
— повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе новых современных технологий;
— снижение вредного воздействия на окружающую среду.
Наличие в энергосистемах изношенного, выработавшего свой ресурс оборудования, доля которого уже превысила 15% всех мощностей, и отсутствие возможности его восстановления вводит электроэнергетику в зону повышенного риска, технологических отказов, аварий и, как следствие, — снижения надежности электроснабжения.
В связи с этим Департаментом научно-технической политики и развития ОАО РАО "ЕЭС России" было принято решение: прирост потребности в генерирующей мощности и обновление оборудования получать осуществлением следующих основных мероприятий:
— продление срока эксплуатации действующих ПС ГЭС, АЭС и значительного числа ТЭС с заменой только основных узлов и деталей оборудования электростанций;
— достройка энергообъектов, находящихся в высокой степени готовности;
— сооружение новых объектов в энергодефицитных регионах;
— техническое перевооружение ТЭС и подстанций с заменой оборудования на аналогичное новое или с использованием перспективных технологий.
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.
Список использованной литературы
Список литературы
1 Правила устройства электроустановок (ПУЭ, 7 издание). – М.:НЦ ЭНАС, 2003.
2 Рожкова Л.Д. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для средн. проф. образования / Л.Д. Рожкова, Л.Н. Карнеева, Т.В. Чиркова. – М.:Издательский центр «Академия», 2004.
3 Выбор схем электрических соединений подстанций: Методические указания по дисциплине «Электрическая часть электрических станций и подстанций»/С.Е.Кокин. Екатеринбург:УГТУ-УПИ, 2001.
4 Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ – 4-е изд., перераб. и доп. № 13865 тм – т1. – М.: «Энергосетьпроект», 1991
5 Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций :Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомоиздат, 1989.- 608 с.:ил.
6 Волкова Т.Ю., Юлукова Г.М. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Электроэнергетика». – Уфа: УГАТУ, 2004