Расчет параметров режимов и оборудования электрических сетей и мероприятий энергосбережения
63,679+j37,626 +51,62+j27.72
=60,3+j34,5+15+j10+40+j20
115,3+j65.34≈115,3+j64,5
Погрешность вычислений составляет δР=0%,
δQ=1.2% что намного меньше необходимой точности вычисления 2% .
2.5.5
S87=S18-S89=63,679+j37,626-60,3+j34,5=3,379+j3,124 МВА.
2.5.6
S47=S14-S45=51,62+j27,675 -15+j10,8=36,62+16,9 МВА.
Используя схему, полученные численные значения и
направления мощностей можно найти точку потокораздела.
Точка потокораздела находится в т.7, производим
размыкание сети в этой точке и производим расчет каждой из разомкнутых сетей
отдельно.
Схема замещения полученной цепи(с учетом точки
разрыва) показана на рисунке:
Рисунок 2.3 – Схема цепи с учетом точки разрыва
2.6 Расчет мощностей
нормального режима работы разомкнутой сети
(используя формулы [1], [2]).
Индексы К и Н – соответственно конец и начало участка
сети.
2.6.1. Рассчитываем мощность S74К :
S74К= S45=15,003+j10,804 МВА.
2.6.2.Рассчитываем мощность S74Н:
S74Н= S74К+ =15,003+j10,804 +=
=15,006+j10,804 МВА.
2.6.3.Рассчитываем мощность S74К :
S87К = S74Н+S2= S61’+S67=15,006+j10,804+40+ j20=55,006+j30,804 МВА.
2.6.4.Рассчитываем мощность S87Н :
S87Н = S87К +- jQЛ3=
=55,006+j30,804 +- j 0,3267=
=55,33+ j31,16
МВА.
2.6.5.Рассчитываем мощность S68К :
S68К = S87Н+ S89=55,33+
j31,16+60,3+j34,55=115,63+ j65,71 МВА.
2.6.6.Рассчитываем мощность S68Н :
S68Н = S68К+- jQЛ2=
=115,63+ j65,71+- j0,68=117,38+ j70,94
МВА.
2.6.7.Рассчитываем мощность S68Н :
S16= S68Н+=117,38+ j70,94+=
=117,64+j94,41 МВА.
2.6.8.Рассчитываем мощность SА :
SА = S16++∆SХТ1=117,64+j94,41++
+0,13+j1,2=118,08+j132,4
МВА.
2.7 Расчет напряжений нормального режима работы сети
(используя формулы [1], [2]).
2.7.1.Находим напряжение в точке 8:
U8’=U1- =
= 363 - = 352,84-j25,1кВ.
Модуль напряжения:
|U8’|=354
кВ.
Находим коэффициент трансформации, это отношение
напряжения на обмотке высшего напряжения к напряжению на обмотке среднего
напряжения:
nВН===3.
Используя коэффициент трансформации приводим
полученное напряжение к напряжению на обмотке низшего напряжения:
U8= U8’/ nВН=354/3=118 кВ.
2.7.2.Находим напряжение в точке 7’:
U7’=U8-=
=118-=117,69-j0,147
кВ.
Модуль напряжения:
|U7’|=117,7
кВ.
2.7.3.Находим напряжение в точке 4:
U4’= U1-=
= 363 - = 357,1+j13,13 кВ.
Модуль напряжения:
|U4’|=357,3
кВ.
Находим коэффициент трансформации, это отношение
напряжения на обмотке высшего напряжения к напряжению на обмотке среднего
напряжения:
nВН===1,5.
Используя коэффициент трансформации приводим
полученное напряжение к напряжению на обмотке низшего напряжения:
U4= U4’/ nВН=357,3/1,5=238 кВ.
2.7.4.Находим напряжение в точке 7’’:
(U7’’)’= U4
- =
= 238 - = 237,9+j0,033 кВ.
Модуль напряжения:
|(U7’’)’| = 237,9
кВ.
Находим коэффициент трансформации, это отношение
напряжения на обмотке высшего напряжения к напряжению на обмотке среднего
напряжения:
nВН
= = = 2.
Используя коэффициент трансформации приводим
полученное напряжение к напряжению на обмотке низшего напряжения:
U7’’= (U7’’)’/ nВН=237,9/2=119кВ.
Напряжение в точке потокораздела, найденные в
результате расчета обеих разомкнутых схем практически одинаковы: Погрешность: (|U7’’|-|U7’|)*100/|U7’|=1,1%
Что соблюдает необходимую точность расчета
1,1<<10
Принимаем |U7|=118 кВ.
2.7.5.Находим напряжение в точке A:
UA=U1+=
= 363 + = 371,7+j26,2
кВ.
Модуль напряжения:
|UA|=372,6 кВ.
2.7.6.Находим напряжение в точке 5:
U5’ = U4-=
= 238 - = 232,5+j7,5кВ.
Модуль напряжения:
|U5’| = 232,6
кВ.
Находим коэффициент трансформации, это отношение
напряжения на обмотке высшего напряжения к напряжению на обмотке низшего
напряжения:
nВН
= = = 6,29.
Используя коэффициент трансформации приводим
полученное напряжение к напряжению на обмотке низшего напряжения:
U5
= U5’/ nВН = 232,6/6,29
= 37 кВ.
2.7.7.Находим напряжение в точке 9:
U9’=U8-=
= 118 - = 108,2+j19,6
кВ.
Модуль напряжения:
|U9’|=109,9кВ.
Находим коэффициент трансформации, это отношение
напряжения на обмотке высшего напряжения к напряжению на обмотке низшего
напряжения:
nВН
= = = 3,14.
Используя коэффициент трансформации приводим
полученное напряжение к напряжению на обмотке низшего напряжения:
U9
= U9’/ nВН =109,9/3,14
=35 кВ.
3 Расчет электрической части подстанции
Расчет электрической части подстанции включает в себя
определение суммарной нагрузки подстанции, выбор силовых трансформаторов, выбор
принципиальной схемы первичных соединений подстанции, выбор трансформаторов и
схемы собственных нужд, выбор измерительных приборов для основных цепей
подстанции и измерительных приборов.
Исходными данными являются:
1). Напряжение систем - UВН в кВ, которое соответствует стороне высокого
напряжения (ВН) подстанции.
2). Мощность системы SНОМ
в МВА.
3). Реактивное сопротивление системы Хс.
4). Число линий связи с системой указано на рис.1 и их
длинна LW в км, и их параметры XW
в Ом.
5). Мощность нагрузки, МВА (Указано в таблице №1).
Исходные данные согласно варианта
Тип трансформатора ТМТН 10000/110
Мощность трансформатора S=10 МВА
Напряжение U=110
кВ
Сопротивление трансформатора Х=139 Ом
Длинна линии LW1=15 км
Длинна линии LW2=15 км
Сопротивление линии XW1=3,1 Ом
Сопротивление линии XW2=3,0 Ом
Мощность системы SC=3100
КВА
Сопротивление системы XC=3,9
Ом
Таблица 3.1- Нагрузка потребителей в течении суток
Часы
|
0
|
2
|
4
|
6
|
8
|
10
|
12
|
14
|
16
|
18
|
20
|
22
|
%SНОМ
|
40
|
60
|
55
|
80
|
90
|
75
|
75
|
100
|
100
|
120
|
140
|
110
|
S,МВА
|
4
|
6
|
5,5
|
8
|
9
|
7,5
|
7,5
|
10
|
10
|
12
|
14
|
11
|
3.1 Выбор мощности силовых трансформаторов
Для подстанций были выбраны трансформаторы мощности S МВА типа ТМН. Болем точно выбраны трансформаторы, учитывая график нагрузки.
Рисунок 3.1- График нагрузки подстанции.
Для проверки правильности выбора трансформатора
реальный график нагрузки преобразуем в двухступенчатый. Начальная нагрузка
эквивалентного графика определяется по формуле
==0,69
- собственно нагрузка
первой, второй, n-ой ступени графика нагрузки, расположенной ниже линии
номинальной мощности трансформатора.
- длительность ступени,
час.
Аналогично определяется вторая ступень эквивалентного
графика, но при этом берутся ступени, расположенные выше линии номинальной
мощности трансформатора.
==1,15
где - нагрузка выше линии
номинальной мощности трансформатора.
Максимальный перегруз трансформатора составляет
==1,4
где - максимальная нагрузка
трансформатора по графику нагрузки.
Предварительное значение необходимо
сравнить со значением ,
и если значение больше значения окончательно
принимаем .
Так как =1,15<0.9*1,4=1.26
тогда принимаем =1.26
По ГОСТу 14209-85 с учетом эквивалентной температуры
зимнего периода () и времени перегрузки , находим значение перегрузки допустимое = . Для трансформаторов с системой охлаждения
Д. Сравниваем значением по ГОСТу и реальное. Если
значение по ГОСТу меньше, чем реальное. Значит
трансформатор выбран неправильно и необходимо выбрать трансформатор более
мощный. Для надежности принимаем два трансформатора типа ТРДН. В случае выхода
из строя одного трансформатора, второй обеспечит питание потребителя без
ограничения.
Так как по ГОСТу 14209-85 =1,5>1,26
– трансформатор выбран правильно.
3.2 Выбор схемы электрических соединений подстанций
Главная схема электрических соединений должна
удовлетворять следующим требованиям:
- обеспечивать надежность электроснабжения в
нормальных и послеаварийных режимах;
- учитывать перспективы развития;
- допускать возможность расширения;
- обеспечивать возможность выполнения ремонтных и
эксплутационных работ на отдельных элементах схемы и без отключения
присоединений.
При этом следует применять простейшие схемы. Для
тупиковой схемы рекомендуется применять схему «два блока с выключателем в цепях
трансформатора и неавтоматической перемычкой».
Так как рассматриваемое РУ имеет малое число
присоединений – то целесообразно применить упрощенную схему без сборных шин с
короткими перемычками между присоединениями.
Упрощенная принципиальная схема электрических
присоединений приведена на рис.3.2.
Краткое описание работы схемы в нормальном и аварийных
режимах:
В схеме предусмотрены выключатели на линиях, третий
выключатель предусмотрен на перемычке (секционный). Отключение трансформаторов,
в случае их повреждения, производится двумя выключателями 110 кВ (Q1и Q3
или Q2 и Q3) и соответствующего выключателя 10 кВ (Q11
или Q12).
Вместе с трансформатором будут отключены и две
соответствующие линии 10 кВ. Их работу можно возобновить с помощью АВР
выключателем Q13.
Рисунок 3.2 – Упрощенная схема электрических
соединений
3.3 Выбор трансформаторов собственных нужд
Выбрать число и мощность трансформаторов собственных
нужд. Выбрать измерительные трансформаторы тока и напряжения.
Приёмниками собственных нужд являются оперативные
цепи, электродвигатели системы охлаждения силовых трансформаторов, освещения и
электроотопления помещений, электроподогрев коммутационной аппаратуры и т.д.
Суммарная расчётная мощность приёмника собственных
нужд определяется с учётом коэффициента спроса. Расчёт мощности приёмника
собственных нужд приведён в таблице 3.2.
Таблица 3.2 - Расчёт мощности приёмника собственных
нужд [7]
№п/п
|
Наименование потребителя
|
Кол-во еди
ниц
|
Мощность единиц, кВт
|
Коэф. спроса
|
cos φ
|
Потребляемая мощность, кВт
|
1
|
Охлаждение трансформаторов
|
2
|
3
|
0,82
|
0,82
|
5,72
|
2
|
Подогрев высоковольтных выключателей наружной установки
|
2
|
1,8
|
1
|
1
|
3,6
|
3
|
Подогрев приводов разъединителей наружной установки
|
6
|
0,6
|
1
|
1
|
3,6
|
4
|
Отопление, освещение, вентиляция закрытого РУ
|
1
|
5
|
0,65
|
0,95
|
3,42
|
5
|
Освещение РУ
|
1
|
2
|
0,65
|
0,93
|
1,35
|
Суммарная нагрузка собственных нужд, кВА
|
17,7
|
На подстанции предусматривается установка двух
трансформаторов собственный нужд номинальная мощность выбирается из условий:
SТСН>SСН,
где SТСН –
мощность трансформатора собственных нужд, кВА;
SСН
– мощность потребителей собственных
нужд, кВА.
Поскольку SСН=17,7 кВА, то берём мощность трансформатора
собственных нужд равной 25 кВА. Ремонтную нагрузку подстанции берём равной 20
кВА. При подключении такой нагрузки на один трансформатор допускается его
перегрузка на 20%. Мощность трансформатора для обеспечения питания нагрузки
собственных нужд с учётом ремонтных нагрузок:
SТСН===31,42 кВА.
Стандартная мощность трансформатора 40 кВА.
Окончательно для питания потребителей собственных нужд принимаем два
трансформатора
ТМ-40/10.
Рисунок 3.3 - Силовой трансформатор ТМ.
1 — болт
заземления, 2 — бак, 3 — воздухоочиститель, 4 — расширитель,
5 и 6 — проходные изоляторы вводов 6 и 0,4 кВ, 7 — термосифонный
фильтр, 8 — выемная часть, 9 — радиатор
Рисунок 3.4 - Схема питания собственных нужд
3.4 Расчет токов короткого замыкания
Значения токов короткого замыкания необходимы для
правильного выбора оборудования на сторона 110 кВ и 10 кВ. Подстанция питается
по двум тупиковым линиям. схемы замещения для расчета токов короткого замыкания
приведена на рис. 3.5.
Расчет токов короткого замыкания выполним в
именованной системе единиц. Мощность короткого замыкания на шинах 110 кВ центра
питания составляет
Рисунок 3.5 - Схема замещения
для расчета токов короткого замыкания.
Сопротивления системы равно.
Ом.
=== 110 кВ.
Сопротивление работающих линий 1,05
Ом; трансформаторов 75 Ом.
Периодическая составляющая ТКЗ в точке
== 22,22 кА
тоже в точке приведенная
к напряжению высшей стороны
==
1,375 кА
реальный ТКЗ в точке
=1,375 = 15,13 кА
Ударный ток
В точке =1,41·1,61·22,22= 50,44
кА
В точке =1,41·1,61·15,13= 34,35
кА
Допустим, что амплитуда ЭДС и периодическая
составляющая ТКЗ неизменны по времени, поэтому через время, равное времени
отключения
=22,22 кА для точки ;
=15,13 кА для точки ;
Апериодическая составляющая ТКЗ к моменту расхождения
контактов выключателя;
=1,41·22,22·=3,45 кА
=1,41·15,13·=1,58 кА
где - постоянная времени
затухания апериодической составляющей для =0,025 с для =0,05 с.
Интеграл Джоуля
для =22,222·(0,06+0,025)=
41,96 к
для =15,132·(0,1+0,05)=34,33
к
Результаты расчета сведены в табл.3.3
Таблица 3.3 - Результаты расчетов токов КЗ
Токи короткого замыкания
|
ТКЗ в нач. момент времени
кА
|
Ударный ТКЗ ,
кА
|
ТКЗ в момент расхода контактов
выключат. кА
|
Апериод. составл. ТКЗ, кА
|
Интеграл Джоуля , к
|
Шины 110 кВ()
|
22,22
|
50,44
|
22,22
|
3,45
|
41,96
|
Шины 10 кВ ()
|
15,13
|
34,35
|
15,13
|
1,58
|
34,33
|
3.5 Выбор высоковольтных аппаратов РУ электрических
сетей
Высоковольтные электрические аппараты выбираются по
условию длительного режима роботы и проверяются по условиям коротких замыканий.
При этом для аппаратов производятся:
1)
выбор по напряжению;
2)
выбор по нагреву при длительных
токов?
3)
проверка на электродинамическую
стойкость;
4)
проверка на термическую стойкость;
5)
выбор по исполнению (для наружной
или внутренней установки);
Выбору подлежат: выключатели на стороне высшего
напряжения; вводные выключатели на стороне 10 кВ; секционные выключатели на
стороне 10 кВ; выключатели отходящих линий 10 кВ; разъединители высшего
напряжения; трансформаторы типа и напряжения 110 кВ и 10 кВ; ошиновка
распределительных устройств 110 кВ и 10 кВ.
Для выбора аппаратов и токоведущих частей необходимо
определить токи нормального и послеаварийного режима. Определение токов
производится для случая установки на подстанции силового трансформатора.
Рассчитанного согласно графику нагрузки подстанции.
Максимальный ток на внешней стороне
==73,48А.
Ток в цепи вводных выключателей на стороне 10 кВ
==404,1
А
ток в цепи секционного выключателя
==404,1
А
ток в цепи отходящей линии (если на одно присоединение
приходится 3МВА)
=173,2 А
на стороне высшего напряжения рекомендуется установка
элегазовых выключателей типа S1-145-F3/4031. выбор выключателей приведен в таблице 3.4. Каталожные
параметры выключателя взяты из [5].
Таблица 3.4 - Выбор выключателя на стороне 110 кВ
Условие выбора
|
Расчетные значения
|
Каталожные значения
|
|
110 кВ
|
110 кВ
|
|
73,48 А
|
2000 А
|
|
22,22кА
|
40 кА
|
|
50,44кА
|
102 кА
|
|
22,22 кА
|
31,5 кА
|
|
3,45 кА
|
15,99 кА
|
|
41,96 кА2с
|
112 кА2с
|
Выбранный выключатель должен полностью удовлетворять
условиям выбора.
Выбираем ВВБМ – 110Б – 31,5/2000У1 :
UНОМ=110 кВ, IНОМ= 2000 А, IНОМ.ОТКЛ.=31,5 кА,
IСКВ.Пр.=40 кА, IСКВ=102 кА, IТ=40 кА,
tоткл = 0,07 сек. =36%.
Iа ном.= ·IНОМ.ОТКЛ./100=1,41·36·31,5/100=15,99 кА,
=402·0,07=112
кА2с.
На стороне низкого напряжения рекомендуется выбирать
вакуумные выключатели.
t – Расчетное время расхождения контактов после
начала КЗ.
Для выключателей на высшей стороне t = 0,06 с, на низшей стороне t = 0,1 с.
В точке кА
В точке кА
Таблица 3.5 - Выбор выключателей в цепи трансформатора
на стороне 10 кВ.
Страницы: 1, 2, 3, 4
|