курсач_подстанции_97шрамченко


СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Разработка однолинейной схемы подстанции

2. Расчет мощности подстанции

3. Расчет максимальных рабочих токов

4. Расчет параметров короткого замыкания

5. Выбор электрического оборудования подстанции

6. Требование безопасности производства работ на

тяговой подстанции

7. Мероприятия по охране окружающей среды и

противопожарная профилактика

8. Система питания собственных нужд постоянного тока

Список используемой литературы

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Почаевец В.С. Электрические подстанции. — М.: Желдориздат, 2001 — С.512.

2. Петров Е.Б. Электрические подстанции. Пособие по дипломному и курсовому проектированию. — М.: Маршрут, 2004 — С. 245.

3. Инструкция по техническому обслуживанию и ремонту оборудования тяговых подстанций электрифицированных железных дорог. Ц-936 — М.: 2003 — С.80.

4. Мамошин Р.Р., Зимакова А.Н. Электроснабжение электрифицированных железных дорог. — М.: Транспорт, 1980 — С.297.

ВВЕДЕНИЕ

Основой экономики всех индустриальных стран мира является электроэнергетика. XX век стал периодом интенсивного развития этой важнейшей отрасли промышленности.

Организационную основу ЕЭС России составляют:

РАО «ЕЭС России», выполняющие функции общего координирующего центра, реализующего определенные государством общие условия функционирования и развития ЕЭС России, исходя из общесистемного эффекта, и обеспечивающее в оперативном плане единое диспетчерское управления для повышения экономической эффективности ЕЭС России;

74 энергосистемы, осуществляющие поставки электрической и тепловой энергии потребителю на всей территории Российской Федерации;

34 крупные электрические станции в качестве самостоятельных субъектов Федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности);

более 300 организаций, обслуживающих основной технолошический процесс и развитие в ЕЭС России.

В России находится 121 подстанция напряжением 330 кВ и выше, в том числе по классам напряжения 750 кВ - 7 шт., 500 кВ — 79 шт.,

400 кВ — 1 шт., 330 кВ — 34 шт., с установленной мощность трансформаторов 130 тыс. МВА, шунтирующих реакторов 17,3 тыс. Мвар и синхронных компенсаторов 1,3 тыс. Мвар.

Основой развития энергетики стало сооружение электростанций большой мощности. К 1990 г. работали 80 электростанций с установленной мощностью более 1 ГВт каждая, на которых было сосредоточено более половины всей генерирующей мощности. На тепловых электрических станциях работало более 400

энергоблоков единичной мощностью от 150 до 1200 МВт, на атомных электростанциях (АЭС) — энергоблоки мощностью 440, 1000 и 1500 МВт, на гидроэлектростанциях (ГЭС) — 600 и 640 МВт.

Последние годы XX и начала XXI вв. можно охарактеризовать определенной стабилизации работы электрических систем стран СНГ, наметившегося роста количественных и улучшения качественных показателей работы. Особое значение имеет понимание необходимости интеграции национальных энергосистем в рамках их объединения в пространстве

1. Разработка однолинейной схемы подстанции

Транзитная подстанция предназначена для преобразования электрической энергии высокого напряжения в энергию низкого напряжения и ее распределения по потребителям. Для промышленного и железнодорожного электроснабжения применяют понижающие подстанции с двумя трансформаторами и РУ соответствующих уровней напряжения (рис.1.1.).

Рис.1.1. Структурная схема транзитной подстанции высокого напряжения

Трансформаторные подстанции такого типа получают питание или от ЛЭП и так же, как и тяговые, бывают опорные, транзитные, на отпайках и тупиковые, или от шин вторичного напряжения других подстанций по двум вводам.

Трансформаторы собственных нужд обычно подключают к РУ-10кВ, если такое имеется на подстанции. В случае одного уровня вторичного напряжения на подстанции устанавливаются двухобмоточные трансформаторы.

2. РАСЧЁТ МОЩНОСТИ ПОДСТАНЦИИ

2.1 Определение мощности на тягу

Sтяг= 1,05 * U* Iд.т.п , (2.1.1)

Sтяг= 1,05*3.3*5200=18018 кВА

где U — номинальное выпрямленное напряжение на шинах подстанции;

Iд.т.п — действующее значение выпрямленного тока подстанции.

2.2 Определение количества выпрямителей

Nрасч = Iд.ТП /IdH , (2.2.1)

Nрасч = 5200/3150=2

где IdH - номинальный выпрямленный ток выбранного типа полупроводникового преобразователя.

2.3 Расчёт мощности тягового трансформатора

S н.тр = Sтяг /N, (2.3.1)

S н.тр = 18018/2 = 9009кВА

где N — принятое целое число выпрямителей.

По полученным результатам выбираем тяговый трансформатор типа ТРДП-12500/10ЖУ1

2.4 Мощность нетяговых потребителей

2.4.1 Расчёт активной мощности

Pmax=Pуст*Kc , (2.4.1.1)

где Pmax- активная мощность потребителя;

Pуст — установленная мощность потребителя;

Kc- коэффициент спроса.

Pmax1 =3500*0,6= 2100 кВт

Pmax2 =7000*0.65=4550 кВт

Pmax3 =5000*0.5=2500 кВт

Pmax4 =2400*0,5= 1200 кВт

2.4.2 Расчёт реактивной мощности

Qmax= Pmax * tg φ, (2.4.2.1)

где Qmax- реактивная мощность потребителя;

tg φ — тангенс угла, определяемый по заданному коэффициенту мощности Км = cos φ.

tg φ = . (2.4.2.6)

tg φ = =0,4

tg φ = =0,25

tg φ = =0,4

tg φ = =0,42

Qmax1 =2100*0.4=840 кВар

Qmax2 =4550*0.4=1820 кВар

Qmax3 =2500*0.42=1050 кВар

Qmax4=1200 ∙ 0,24 = 288 кВар

1.4.3 Расчёт полной мощности потребителей с учётом потерь

Sn10 = , (2.4.3.1)

Sn10 = = 3585,17 кВА

Sn35 = , (2.4.3.2)

Sn35 = =8372,96 кВА

где Pпост - постоянные потери равные 1…2%;

Рпер - переменные потери равные 5…8%;

∑Рmax — суммарная активная мощность потребителей;

∑Qmax — суммарная реактивная мощность потребителей.

На основаниях расчетных данных выбрал тяговый трансформатор ТРДП-12500/10ЖУ1

Таблица 2.4.3.3

Номинальное напряжение

Номинальная мощность

Номинальный

ток

Намин. ток обмоток

Напр.короткого замыкания

Ток холостого хода

Потери

Сумма соед обмоток

Сетевой

Вентильный

сетевой

Вентильный

Холостого хода

кз

Сетевой

Вентильный

10.5

2.51

11400

3200

685

1260

8

1.1

16.0

71.5

Δㄚ

2.5 Расчёт мощности на шинах 10 кв

S10 = (Sn10 + STCH + Sтяг ) ∙ Кр , (2.5.1)

S10 = (3585,17+400+12500+400) ∙ 0,95 = 16040,91 кВт

где Sсн — мощность трансформатора собственных нужд (тип ТМ-400/10);

Кр — коэффициент учитывающий разновременность наступления максимумов тяговой и нетяговой нагрузок и нагрузки собственных нужд, равный 0,95-0,98;

SТр.Вып — номинальная мощность силового трансформатора выпрямителя.

2.6 Расчёт полной мощности для выбора главных понижающих трансформаторов

Smax = (Sn10 + Sn35 ) ∙ Кр , (2.6.1)

Smax= (16040,91+8372,96) ∙ 0,95= 23437,31 кВа

2.6.1 Выбор главных понижающих трансформаторов

Sтр.рас=Smax/Kав∙(nтр-1), (2.6.1.1)

где Kав — коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора, равный 1,4;

nтр — количество главных понижающих трансформаторов.

Sтр.рас=23437,31/1,4∙(2-1) = 16740,93 кВА

На основании расчетных данных выбрал трансформатор ТДТНЭ 20000/110

Таблица 2.6.1

Данные трансформатора ТДТНЭ 20000/110

Номинальная мощность

Напряжение обмотки

Потери

Ток холостого хода

Напряжение короткого замыкания между обмотками

Схема и группа соединения обмоток

Высшего напряжения

Среднего напряжения

Низшего напряжения

Холостого хода

Короткого замыкания

SH, кВА

U1HкВ

U2H кВ

U3H кВ

∆PX.X кВт

∆Pк. кВт

Ix.x.

%

Uк в-с%

Uк в-н%

Uк с-н%

20000

115

38,5

11

45

127

2.5

17,0

10,5

6

Y*-Y*-∆-0-11

2.7 Полная мощность подстанции

SТП = (птр ∙ Sн.тр. + ∑Sтранз) ∙ Кр′, (2.7.1)

S ТП = (2∙20000+ 80000) ∙ 0,8= 96000 кВА

где Sн.тр — мощность главного понижающего трансформатора;

птр — число установленных на проектируемой подстанции главных понижающих трансформаторов;

∑Sтранз — сумма мощностей подстанций, питающихся через шины проектируемой подстанции;

К’р — коэффициент разновременности максимальных нагрузок проектируемой и соседних подстанций, принимаемый для двухпутных участков равный 0,7 — 0,8.

3. РАСЧЕТ МАКСИМАЛЬНЫХ РАБОЧИХ ТОКОВ

3.1 Вводы транзитных подстанций

, (3.1.1)

А

где SТП — полная мощность подстанции;

КПР — коэффициент перспективного развития подстанции, увеличивающий рабочий максимальный потребляемый ток на 30 %, равный 1,3;

Uн1 — номинальное напряжение первичной обмотки главного понижающего трансформатора проектируемой подстанции.

3.2 перемычки

, (3.2.1)

А

где КРН - коэффициент распределения нагрузки на сборных шинах первичного напряжения, равный 0,5-0,8.

3.3 Первичные обмотки высшего напряжения силовых трансформаторов

, (3.3.1)

где SН.ТР - номинальная мощность силового трансформатора;

КАВ - коэффициент аварийной перегрузки трансформатора, учитывающий его возможную перегрузку до 40 %, равный 1,4.

А

3.4 Вторичные обмотки среднего и низшего напряжения трехобмоточных силовых трансформаторов



Страницы: Первая | 1 | 2 | 3 | ... | Вперед → | Последняя | Весь текст


Предыдущий:

Следующий: