|
Р,%
|
55
|
60
|
80
|
100
|
60
|
100
|
80
|
65
|
|
Т,ч
|
1
|
3
|
4
|
2
|
5
|
2
|
4
|
3
|
.1 Расчет максимальных значений активной и реактивной нагрузок
Максимальная активная мощность нагрузки на шинах низшего напряжения
проектируемой подстанции определяется как:
МВт.
(1.1)
где
Кс - средневзвешенный коэффициент спроса по предприятию;
Руст
- установленная мощность предприятия, МВт.
Максимальная
реактивная нагрузка при отсутствии достоверной информации о средневзвешенной
величине коэффициента мощности рассчитывается следующим образом:
МВАр.
(1.2)
где
- номинальная активная мощность i-го
синхронного двигателя( при их наличии);
1.2 Выбор устройств компенсации реактивной мощности
Значение мощности компенсирующих устройств определим по формуле:
МВАр.
(1.3)
где
- это предельное значение коэффициента реактивной
мощности в часы больших нагрузок;
Рассчитаем
реактивную мощность синхронных двигателей:
МВАр.
(1.4)
где
=0,8 - определяется из справочных данных и для
данного двигателя;
Мощность
дополнительных компенсирующих устройств с учетом использования реактивной
мощности синхронных двигателей:
МВАр.
(1.5)
Принимаем
к установке компенсирующее устройство УКЛ-10,5-1350 У3.
Для
компенсации дефицита реактивной мощности устанавливаем 12 конденсаторных
устройств номинальной мощностью по 1350 квар ( суммарная мощность составит 16,2
Мвар).
1.3 Определение ординат графиков активной и реактивной нагрузок
При использовании типового графика активной мощности, заданного в
процентах от максимальной расчетной нагрузки, первоначально определяются
значения активной нагрузки на каждой ступени графика в именованных единицах:
МВт. (1.6)
Принимаем,
что график реактивной нагрузки по форме подобен графику активной нагрузки. В
этом случае реактивная мощность с учетом компенсации реактивных нагрузок н
каждой ступени графика будет определяться аналогичным образом:
МВАр.
(1.7)
где
- суммарная мощность компенсирующих устройств,
принятых к установке.
Для
оценки нагрузочной способности трансформаторов проектируемой подстанции
необходимо приближенно учесть потери активной и реактивной мощности в них:
МВт.
(1.8)
МВАр.
(1.9)
Значения
потребляемой активной и реактивной мощностей для каждой ступени графика на
стороне высшего напряжения определяются как:
МВт.
(1.10)
МВАр.
(1.11)
На
основе полученных значений определяются ординаты графика полной мощности:
МВА.
(1.12)
Приведем
расчет ординат графиков активной и реактивной нагрузок на примере первой
ступени.
Результаты
расчета для остальных ступеней графика сведены в таблица. 1.2.
Таблица
1.2 - Результаты расчета графика электрических нагрузок
|
t, ч
|
Рг, МВт
|
Qг, Мвар
|
Qг(ку), Мвар
|
∆P, МВт
|
∆Q, Мвар
|
P', МВт
|
Q', Мвар
|
S', МВА
|
|
1
|
61,875
|
45,65
|
26,45
|
1,35
|
6,73
|
63,22
|
33,18
|
71,4
|
|
2
|
67,5
|
49,8
|
30,6
|
1,45
|
7,25
|
68,95
|
33,7
|
76,74
|
|
3
|
67,5
|
49,8
|
30,6
|
1,45
|
7,25
|
68,95
|
33,7
|
76,74
|
|
4
|
67,5
|
49,8
|
30,6
|
1,45
|
7,25
|
68,95
|
33,7
|
76,74
|
|
5
|
90
|
66,4
|
47,2
|
1,88
|
9,38
|
91,88
|
35,83
|
98,62
|
|
6
|
90
|
66,4
|
47,2
|
1,88
|
9,38
|
91,88
|
35,83
|
98,62
|
|
7
|
90
|
66,4
|
47,2
|
1,88
|
9,38
|
91,88
|
35,83
|
98,62
|
|
8
|
90
|
66,4
|
47,2
|
1,88
|
9,38
|
91,88
|
35,83
|
98,62
|
|
9
|
112,5
|
83
|
63,8
|
2,31
|
11,56
|
114,81
|
38,01
|
120,94
|
|
10
|
112,5
|
83
|
63,8
|
2,31
|
11,56
|
114,81
|
38,01
|
120,94
|
|
11
|
67,5
|
49,8
|
30,6
|
1,45
|
7,25
|
68,95
|
33,7
|
76,74
|
|
12
|
67,5
|
49,8
|
30,6
|
1,45
|
7,25
|
68,95
|
33,7
|
76,74
|
|
13
|
67,5
|
49,8
|
30,6
|
1,45
|
7,25
|
68,95
|
33,7
|
76,74
|
|
14
|
67,5
|
49,8
|
30,6
|
1,45
|
7,25
|
68,95
|
33,7
|
76,74
|
|
15
|
67,5
|
49,8
|
30,6
|
1,45
|
7,25
|
68,95
|
33,7
|
76,74
|
|
16
|
112,5
|
83
|
63,8
|
2,31
|
11,56
|
114,81
|
38,01
|
120,94
|
|
17
|
112,5
|
83
|
63,8
|
2,31
|
11,56
|
114,81
|
38,01
|
120,94
|
|
18
|
90
|
66,4
|
47,2
|
1,88
|
9,38
|
91,88
|
35,83
|
98,62
|
|
19
|
90
|
66,4
|
47,2
|
1,88
|
9,38
|
91,88
|
35,83
|
98,62
|
|
20
|
90
|
66,4
|
47,2
|
1,88
|
9,38
|
91,88
|
35,83
|
98,62
|
|
21
|
90
|
66,4
|
47,2
|
1,88
|
9,38
|
91,88
|
35,83
|
98,62
|
|
22
|
73,125
|
53,95
|
34,75
|
1,56
|
7,78
|
74,68
|
34,23
|
82,15
|
|
23
|
73,125
|
53,95
|
34,75
|
1,56
|
7,78
|
74,68
|
34,23
|
82,15
|
|
24
|
73,125
|
53,95
|
34,75
|
1,56
|
7,78
|
74,68
|
34,23
|
82,15
|
Графики активной, реактивной и полной мощности показаны на рисунок 1.1 -
1.3.
Рисунок 1.1 - График нагрузки по активной мощности
Рисунок 1.2 - График нагрузки по реактивной мощности с учетом ее
компенсации
Рисунок 1.3 - График нагрузки по полной мощности
2. Выбор числа и мощности трансформаторов
Выбор числа трансформаторов на понизительных подстанциях (ПС)
промышленных предприятий, зависит от требований к надежности электроснабжения
питающихся от них линий.
Как правило, при проектировании ПС рекомендуется установка двух
трансформаторов.
При выбор типов и способов установки трансформаторов целесообразно
отдавать предпочтение силовым трансформаторам с расщепленными обмотками низшего
напряжения, включенными на раздельно работающие секции, что позволяет
ограничить токи короткого замыкания, уменьшить номинальные токи вводов, сборных
шин, выделить потребителей с специфическим характером нагрузок на отдельные
обмотки.
Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определенный
уровень напряжения на шинах понизительных ПС, для этого целесообразно
устанавливать трансформаторы с устройством регулирования напряжения под
нагрузкой.
Основой для выбора номинальной мощности силовых трансформаторов является
характерный суточный график электрической нагрузки проектируемой подстанции Sнагр
= f(t), построенный с учетом компенсации реактивных нагрузок. График
электрической нагрузки проектируемой подстанции показан на рисунке 2.1.
Рисунок 2.1 - Суточный график нагрузки
Для дальнейшего расчета целесообразно рассмотреть три типа
трансформаторов:
) 2ЧТРДЦН-160000/220;
) 2ЧТРДН-100000/220;
) 3ЧТРДН-63000/220.
2.1 Определение номинальной мощности трансформаторов по допустимым
условиям аварийных перегрузок
2.1.1 Проверим по условиям аварийных перегрузок вариант
двухтрансформаторной ПС с трансформаторами типа 2ЧТРДЦН-160000/220
Согласно рисунку 2.1. аварийном режиме перегрузки нет.
Коэффициент загрузки определим по формуле:
, (2.1)
где
- нагрузка на различных ступенях графика нагрузки на
временных интервалах 
.
Значит,
трансформатор ТРДЦН-160000/220 проходит по условиям аварийных перегрузок.
2.1.2 Проверим по условиям аварийных перегрузок вариант
двухтрансформаторной ПС с трансформаторами типа 2ЧТРДН-100000/220
Согласно рисунок. 2.1 в аварийном режиме имеется два максимума
электрической нагрузки, но так как перерыв между этими максимумами более 3
часов, то в качестве периода перегрузки принимаем наибольшей по длительности, а
второй максимум включаем в период начальной нагрузки. Превышающая номинальная
мощность трансформатора продолжительностью 2 ч.
Рассчитаем согласно (2.1) начальную нагрузку К1:
.
Рассчитаем
предварительное превышение перегрузки по формуле:
. (2.2)
Определим
коэффициент максимума нагрузки Кmax по формуле:
. (2.3)
Так
как К'2 > 0,9Кmax, принимаем К2 = К'2 = 1,08.
Эквивалентное
значение годовой температуры охлаждающей среды для Ставрапольской области
составляет 20,6°С [1, таблица. 1.37]. Для трансформаторов классов напряжения
свыше 110 кВ необходимо применять нормы для температуры охлаждающей среды,
увеличенной на 20°С. Получим температуру, равную 40,6°С.
По
[1, таблица. 1.36] определим допустимую аварийную перегрузку трансформатора в
течение 4 ч: К2доп = 1,3, отсюда К2доп > К2,
т.е. 1,3 > 1,20, значит, трансформатор ТРДН-100000/220 проходит по условиям
аварийных перегрузок.
2.1.3
Проверим по условиям аварийных перегрузок вариант трехтрансформаторной ПС с
трансформаторами типа 3ЧТРДН-63000/220
Рисунок 2.1 Суточный график нагрузок для трех трансформаторов
Рассчитаем согласно (2.1) начальную нагрузку К1:
.
Рассчитаем
предварительное превышение перегрузки по формуле (2.2):
Определим
коэффициент максимума нагрузки Кmax по формуле:
.
Так
как К2 > К'2, принимаем К2 = 1,14.
По
[1, таблица. 1.36] определим допустимую аварийную перегрузку трансформатора в
течение 6 ч: К2доп = 1,1, отсюда К2доп < К2,
т.е. 1,11 < 1,14, значит, трансформатор ТРДН-63000/220 не проходит по
условиям аварийных перегрузок. Отключаем III категорию
потребителей.
, (2.4)
, (2.5)
где
kШ - доля
потребителей III категории, %.
Согласно
выражениям (2.4), (2.5) для первой ступени графика получим:
МВт,
МВАр,
МВА.
МВт,
МВАр.
Отсюда
по (1.10)-(1.12) получим значения потребляемой активной и реактивной мощностей
для каждой ступени графика на стороне высшего напряжения:
МВт,
МВАр,
МВА.
Результаты расчетов графика электрических нагрузок ГПП с учетом
отключения 30% потребителей III
категории сведем в таблице 2.1, график нагрузки приведен на рисунке 2.2.
Таблица 2.1 - Суточный график электрической нагрузки ГПП химического завода
с учетом отключения 30% потребителей III категории
|
t, ч
|
Pг, МВт
|
Qг, Мвар
|
Sг, МВА
|
∆P, МВт
|
∆Q, Мвар
|
P', МВт
|
Q', Мвар
|
S', МВА
|
|
1
|
50,55
|
22,56
|
55,36
|
1,05
|
5,24
|
49,5
|
17,32
|
52,64
|
|
1
|
55,16
|
26,42
|
61,16
|
1,16
|
5,78
|
54
|
20,64
|
57,81
|
|
1
|
55,16
|
26,42
|
61,16
|
1,16
|
5,78
|
54
|
20,64
|
57,81
|
|
1
|
55,16
|
26,42
|
61,16
|
1,16
|
5,78
|
54
|
20,64
|
57,81
|
|
1
|
73,59
|
41,88
|
84,67
|
1,59
|
7,96
|
72
|
33,92
|
79,59
|
|
1
|
73,59
|
41,88
|
84,67
|
1,59
|
7,96
|
72
|
33,92
|
79,59
|
|
1
|
73,59
|
41,88
|
84,67
|
1,59
|
7,96
|
72
|
33,92
|
79,59
|
|
1
|
73,59
|
41,88
|
84,67
|
1,59
|
7,96
|
72
|
33,92
|
79,59
|
|
1
|
92,03
|
57,36
|
108,45
|
2,03
|
10,16
|
90
|
47,2
|
101,63
|
|
1
|
92,03
|
57,36
|
108,45
|
2,03
|
10,16
|
90
|
47,2
|
101,63
|
|
1
|
55,16
|
26,42
|
61,16
|
1,16
|
5,78
|
54
|
20,64
|
57,81
|
|
1
|
55,16
|
26,42
|
61,16
|
1,16
|
5,78
|
54
|
20,64
|
57,81
|
|
1
|
55,16
|
26,42
|
61,16
|
1,16
|
5,78
|
54
|
20,64
|
57,81
|
|
1
|
55,16
|
26,42
|
61,16
|
1,16
|
5,78
|
54
|
20,64
|
57,81
|
|
1
|
55,16
|
26,42
|
61,16
|
1,16
|
5,78
|
54
|
20,64
|
57,81
|
|
1
|
92,03
|
57,36
|
108,45
|
2,03
|
10,16
|
90
|
47,2
|
101,63
|
|
1
|
92,03
|
57,36
|
108,45
|
2,03
|
10,16
|
90
|
47,2
|
101,63
|
|
1
|
73,59
|
41,88
|
84,67
|
1,59
|
7,96
|
72
|
33,92
|
79,59
|
|
1
|
73,59
|
41,88
|
84,67
|
1,59
|
7,96
|
72
|
33,92
|
79,59
|
|
1
|
73,59
|
41,88
|
84,67
|
1,59
|
7,96
|
72
|
33,92
|
79,59
|
|
1
|
73,59
|
41,88
|
84,67
|
1,59
|
7,96
|
72
|
33,92
|
79,59
|
|
1
|
59,76
|
30,28
|
67,00
|
1,26
|
6,32
|
58,5
|
23,96
|
63,22
|
|
1
|
59,76
|
30,28
|
67,00
|
1,26
|
6,32
|
58,5
|
23,96
|
63,22
|
|
1
|
59,76
|
30,28
|
67,00
|
1,26
|
6,32
|
58,5
|
23,96
|
63,22
|
Рисунок 2.2 - Суточный график нагрузки в режиме аварийных перегрузок с
учетом отключения 30% потребителей III категории
Рассчитаем согласно (2.1) начальную нагрузку К1:
Рассчитаем
предварительное превышение перегрузки по (2.2):
Определим
величину 0,9
Кmax:
Так как К'2 < 0,9Кmax, принимаем К2 = 1.14.
Эквивалентное значение годовой температуры охлаждающей среды для
Ставропольской области составляет 40,6°С [1, таблица 1.37].
По [1, таблица. 1.36] определим допустимую аварийную перегрузку
трансформатора в течение 2 ч: К2доп = 1,5, отсюда К2доп <
К2, т.е. 1,13< 1.5, значит, трансформатор ТРДН-63000/220 проходит
по условиям аварийных перегрузок.
Для дальнейшего сравнения оставляем все варианты
.2 Определение номинальной мощности трансформаторов по допустимым
условиям режима систематических перегрузок
В нормальном режиме работы двухтрансформаторной ПС мощность потребителей
делится между трансформаторами поровну:
(2.6)
Построим
график нагрузки согласно (2.6) (рисунок 2.3). результаты расчета приведены в
таблице. 2.2.
Таблица
2.2 - Суточный график электрической нагрузки ГПП в нормальном режиме на один
трансформатор
|
t, ч
|
S', МВА
|
|
1
|
35,7
|
|
8
|
38,37
|
|
8
|
49,31
|
|
4
|
60,47
|
|
3
|
41,075
|
|
1
|
23,8
|
|
8
|
25,58
|
|
8
|
32,87
|
|
4
|
40,31
|
|
3
|
27,35
|
Рисунок. 2.3 - Суточный график нагрузки в режиме систематических
перегрузок, для двух трансформаторов
Рисунок 2.4 - Суточный график нагрузки в режиме систематических
перегрузок, для трех трансформаторов и вычет потребителей третий категории.
)
Проверим по условиям систематических перегрузок вариант двухтрансформаторной ПС
с трансформаторами типа 2ЧТРДН-100000/220.
Согласно рисунку 2.3 в нормальном режиме перегрузок нет.
Выбранный
трансформатор проходит по условиям систематических перегрузок.
2) Проверим по условиям систематических перегрузок вариант
двухтрансформаторной ПС с трансформаторами типа 2ЧТРДЦН-160000/220.
Согласно рисунку 2.3 в нормальном режиме перегрузок нет.
Выбранный трансформатор проходит по условиям систематических перегрузок.
) Проверим по условиям систематических перегрузок вариант
двухтрансформаторной ПС с трансформаторами типа 3ЧТРДН-63000/220.
Согласно рисунок. 2.4 в нормальном режиме не имеется максимум
электрической нагрузки, превышающий номинальную мощность трансформатора.
Рассчитаем согласно (2.1) начальную нагрузку К1:
значит,
трансформатор 3ЧТРДН-63000/220 проходит по условиям систематических перегрузок.
2.3 Технико-экономическое сравнение вариантов
Сравниваются приведенные затраты трех выбранных вариантов:
, (2.7)
где
= 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.
В
курсовом проектировании единовременные капитальные вложения К зависят от
количества и стоимости трансформаторов, включая стоимость ячеек выключателей,
которая определяется для конкретного типа выключателей и трансформаторов по
справочнику [2, табл. 7.18 и 7.19] или по прайс-листам заводов-изготовителей.
Годовые
текущие издержки определяются по формуле:
, (2.8)
где
= 6,7%, 
=3% -
коэффициенты отчислений соответственно на амортизацию и текущий ремонт [2,
таблица. 6.1];
К-
цена одного трансформатора (таблица. 2.4), тыс. руб;
ИЭ
- стоимость потерь электроэнергии, тыс.руб.:
n - число
трансформаторов
,
(2.9)
где
в - средняя себестоимость электроэнергии в энергосистеме, руб./кВт∙ч;
-
годовые потери электроэнергии в трансформаторах, кВт.
Для
трехфазных трансформаторов с расщепленными обмотками, если загрузка обмоток
низшего напряжения равна, годовые потери электроэнергии определяются потерями
холостого хода за число часов работы трансформаторов в год tр и нагрузочными потерями, определенными по времени
наибольших потерь 
:
, (2.10)
где
, 
- потери
мощности холостого хода и короткого замыкания трансформатора, кВт;
n - количество
силовых трансформаторов;
tр - число часов работы трансформаторов (таблица. 2.3),
ч;
Sнагр - нагрузка подстанции по графику, МВА;
Sном - номинальная мощность силового трансформатора, МВА;
ф
- время наибольших потерь, ч.
Таблица
2.3 - число часов работы трансформатора
|
График работы
|
1 смена
|
2 смены
|
3 смены
|
Непрерывная работа
|
|
Тнб, ч
|
1500-2000
|
2500-4000
|
4500-6000
|
6000-8000
|
|
tр, ч
|
2000
|
4000
|
6000
|
8700
|
Время наибольших потерь приближенно можно определить из выражения:
,
(2.11)
где
Тнб - время наибольших нагрузок (таблица. 2.3), ч.
В
результате расчета приведенных суммарных затрат принимается вариант с
наименьшей их величиной.
Номинальные параметры трансформаторов приведены в таблице 2.4.
Таблица 2.4 - Технические данные трансформаторов
|
Тип
|
SНОМ, МВА
|
UkвВН- НН, %
|
UkвВН- НН, %
|
UkвНН- НН, %
|
Uном обмоток, кВ
|
РХХ, кВт
|
РКЗ, кВт
|
Цена, руб
|
|
|
|
|
|
ВН
|
НН
|
|
|
|
|
ТРДН 63000/220
|
63
|
12,5
|
23
|
230
|
11
|
70
|
265
|
77262
|
|
ТРДЦН 100000/220
|
100
|
11,5
|
21
|
28
|
230
|
11
|
102
|
340
|
109020
|
|
ТРДН 160000/220
|
160
|
11,5
|
21
|
28
|
230
|
11
|
105
|
500
|
165900
|
Цены трансформаторов взяты из справочника [2].
Принимаем непрерывную работу завода в 3 смены, при этом tp = 8700ч.
Определим время наибольших потерь по (2.11):
.
Определим потери электрической энергии в трансформаторах по (2.10):
Определим стоимость потерь электроэнергии по (2.9), если в=2,41руб./кВт∙ч:
тыс.руб;
тыс.
руб;
тыс.
руб.
По
(2.8) определим годовые текущие издержки:
.
. 
Найдем
по выражению (2.7) приведенные затраты выбранных вариантов:
.
.
В результате технико-экономического сравнения
вариантов минимум суммарных приведенных затрат приходится на вариант 1, таким
образом, принимаем к установке трансформатор ТРДН- 63000/220.
3.
Выбор схемы распределительных устройств
Главная схема электрических соединений должна обеспечивать бесперебойное
электроснабжение потребителей электроэнергий. Поэтому одно из основных
требований к схеме подстанции - надёжность электроснабжения потребителей в
нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с их категориями,
а также надежный транзит мощности через РУ высшего напряжения.
При выборе электрической схемы, следует обратить внимание на следующее:
1. тип подстанции и её место в энергосистеме;
2. число и мощность силовых трансформаторов;
. напряжение питающих сетей, количество присоединений, типы
электрических аппаратов и продолжительность их капитальных ремонтов;
. технологические особенности потребителей.
Согласно классификации подстанций в энергосистеме, можно сделать вывод,
что проектируемая подстанция относится к транзитной (узловой), так как имеет
транзит на стороне высокого напряжения.
В соответствии с [5] и [6] применяем схему с одной системой сборных шин.
Рисунок 3.1 - Условное изображение выбранной схемы
4. Расчет токов короткого замыкания
Для расчета токов короткого замыкания с целью выбора или проверки
аппаратов и проводников по условиям КЗ необходимо выбрать расчетные условия и
составить расчетную схему (рисунок. 4).
Расчетные условия КЗ определяются индивидуально для каждого элемента
электроустановки. В расчете токов короткого замыкания принимается случай
трехфазного короткого замыкания.
Расчет токов короткого замыкания в максимальном режиме необходим для
дальнейшего выбора оборудования и токоведущих частей распределительных
устройств высшего и низшего напряжения.
Расчет токов короткого замыкания в минимальном режиме производится в
целях дальнейшего расчета уставок реле при проектировании релейной защиты ГПП.
Рисунок. 4 - Расчетная схема питающих сетей ГПП
Выполним расчет токов трехфазного КЗ в максимальном и минимальном режимах
для схемы электрической сети, изображенной на рисунке 4. Расчет будем проводить
для режимов при КЗ в точках К1 и К2.
Начальным этапом является расчет параметров схемы замещения. Расчет будем
вести в относительных единицах. Для этого принимаем базисные величины:
) Sб, МВА - базисная мощность;
2)
Uб, кВ -
базисное напряжение, обычно принимается равным среднему напряжению на каждой
ступени КЗ. Средние значения напряжения принимаются по РД 153-34.0-20.527-98
<#"806437.files/image080.gif">
(4.1)
(4.2)
Приведем
к базисным условиям все сопротивления, входящие в схему замещения:
Сопротивление
энергосистемы:
(4.3)
Сопротивления
трансформаторов ГРЭС ТДЦ-125000/220:
(4.4)
Сопротивления
генераторов ГРЭС ТВФ-120-2У3:
(4.5)
Воздушная
линия между распределительными устройствами 220 кВ ГРЭС и ТЭЦ:
(4.6)
Сопротивления
трансформаторов ТЭЦ ТД-80000/220:
(4.7)
Сопротивление
реактора РБДГ-10-4000-0,105У3:
(4.8)
Сопротивления
генераторов ТЭЦ ТВФ-63-2ЕУ3:
(4.9)
Сопротивления
линий между ГРЭС и ГПП:
(4.10)
Для
определения сопротивления трансформаторов ГПП с расщепленной обмоткой низшего
напряжения необходимо рассчитать их коэффициент расщепления:
(4.11)
Тогда
сопротивления обмоток высшего и низшего напряжения:
(4.12)
(4.13)
Сопротивление
кабельной линии 10 кВ длиной 300 м:
(4.14)
Сопротивление
синхронного электродвигателя СТД-800-2РУХЛ4:
(4.15)
Сопротивление
асинхронного электродвигателя АТД4-1000-2РУХЛ4:
(4.16)
Сопротивление автотрансформатора АТДЦНТ
125000/220/110
(4.17)
(4.18)
Рисунок.4.2
- Схема замещения электрической сети
4.1 Расчет токов короткого замыкания в максимальном режиме
В максимальном режиме работы будем считать, что выведен в ремонт один
трансформатор ГПП.
Преобразование схемы замещения в точку К1.
Дальнейшим шагом является эквивалентное преобразование схемы к точке К1
(рисунок. 4.3).
Рисунок. 4.3 - Эквивалентное преобразование схемы замещения к точке К1
(максимальный режим)
Сопротивления генераторов и силовых трансформаторов ГРЭС преобразуем в
эквивалентное сопротивление:
. (4.19)
Сопротивления
линии электропередачи Х4 соединены параллельно , поэтому
эквивалентное сопротивление:
.
Аналогично
сопротивлению Х8 и Х9:
, (4.20)
. (4.21)
(4.22)
(4.23)
(4.24)
(4.25)
(4.26)
Расчет
токов КЗ в точке К1
Расчет
токов КЗ сведем в таблицу 4.1.
Таблица
4.1-Сводная таблица расчетов тока КЗ в точке К1
|
Точка КЗ
|
K1
|
|
Базисная мощность Sб, МВА
|
1000
|
|
Базисное напряжение Uб ,кВ
|
230
|
|
Источники
|
Энергосистема
|
|
Результирующие сопротивление, о.е.
|
0,30
|
|
Результирующие ЭДС, о.е.
|
1,032
|
|
Базисный ток, кА
|
2,51
|
|
Начальное значение периодической составляющей, кА:  
|
|
|
Периодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов
выключателя, кА: Iпф,С=Iп0,С
|
8,09
|
|
Ударный коэффициент kуд
|
1,72
|
|
Постоянная времени затухания апериодической составляющей
тока КЗ Ta, С
|
0,03
|
|
Ударный ток КЗ, кА: iуд= Iп0kудiуд=
|
|
|
Момент расхождения контактов выключателя, с
|
 =0,045
|
|
Апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения
контактов выключателя, кА: iаф=ia0 iаф=
|
|
|
Полный ток КЗ в момент расхождения контактов выключателя,
кА: Iк=Iп+iаIкф=
|
|
|
Начальное значение апериодической составляющий тока КЗ, кА:
ia0=Iп0Ia0=
|
|
Преобразование схемы замещения в точку К2
На рисунке 4.4 приведена схема замещения электрической сети,
соответствующая максимальному режиму работы, т.е. при выводе в ремонт одного из
трансформаторов ГПП и параллельной работе секций распределительного устройства
низшего напряжения.
Результирующее сопротивление между точкой К2 и энергосистемой
будет образовано результирующим сопротивлением к точке К1,
сопротивлениями обмотки ВН и одного из выводов обмотки НН понизительного
трансформатора, сложенными последовательно:
Рисунок. 4.4 - Эквивалентное преобразование схемы замещения к точке К2
(максимальный режим)
Таблица 4.2- Расчет токов короткого замыкания в точке К2
|
Точка КЗ
|
K2
|
|
Базисная мощность Sб, МВА
|
1000
|
|
Базисное напряжение Uб ,кВ
|
10,5
|
|
Источники
|
Энергосистема
|
Синхронные двигатели
|
|
Результирующие сопротивление, о.е.
|
3,23
|
35,8
|
|
Результирующие ЭДС, о.е.
|
1,032
|
1,1
|
|
Базисный ток, кА
|
54,98
|
|
Начальное значение периодической составляющей, кА:   
|
|
|
|
|
|
Номинальный ток, кА  -
|
|
|
|
Отношение характеризующее электрическую удаленность
расчетной точки КЗ от электрического двигателя Iп0/Iном
|
-
|
 
|
|
Момент расхождения контактов выключателя, с
|
=0,045
|
|
По кривым
|
|
0,75
|
|
Периодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения
контактов выключателя, кА
|
 
|
|
|
|
|
Ударный коэффициент kуд
|
1,89
|
1,8
|
|
Постоянная времени затухания апериодического составляющей
тока КЗ, с Та
|
0,075
|
0,05
|
|
Ударный ток КЗ, кА: iуд=Iп0kуд iуд,С= iуд,СД=
|
|
|
|
Iуд=46,94+4,27=51,2
|
|
Начальное значение апериодической составляющей тока КЗ, кА   
|
|
|
|
Апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения
контактов выключателя, кА: iаф=ia0 
|
|
|
|
|
|
Полный ток КЗ в момент расхождения контактов выключателя,
кА: Iк=Iп+iа 
|
|
|
|
|
|
|
|
|
.2 Расчет токов короткого замыкания для минимального режима в точке К1
Минимальный режим задан следующим образом:
· мощность короткого замыкания снижена до 6400 МВА;
· отключены два генератора ТЭЦ;
· отключена воздушная линия между РУ 220 кВ ТЭЦ и ГРЭС
· отключена воздушная линия между РУ 220 кВ ГРЭС и ГПП
· отключен один блок генератор-трансформатор на ГРЭС;
Расчетная схема представлена на рисунке 7:
Рисунок 7 - Расчетная схема для минимального режима
Схема замещения представлена на рисунке 8:
Рисунок 8 - Схема замещения в минимальном режиме
Для рассматриваемой подстанции минимальный режим соответствует работе с
нормальной схемой, т.е. при включении двух трансформаторов и раздельной работе
секций РУ 10 кВ.
Преобразование схемы замещения в точку К1.
Последовательность свертывания схемы к точке К1
проиллюстрирована на рисунке. 4.5.
Так как мощность КЗ изменилась, то необходимо пересчитать сопротивление
системы:
(4.26)
Рисунок.
4.5 - Эквивалентное преобразование схемы замещения к точке К1 (минимальный
режим)
Определим
эквивалентные сопротивления и ЭДС ветвей системы:
(4.27)
(4.28)
(4.29)
(4.30)
(4.31)
(4.32)
Расчет токов КЗ в точке К1
Расчет токов КЗ сведем в таблице 4.3.
Таблица 4.3 - Сводная таблица расчетов минимального режима тока КЗ в
точке К1
|
Точка КЗ
|
К1
|
|
Базисная мощность, Sб, МВА
|
1000
|
|
Базисное напряжение, Uб, кВ
|
230
|
|
Источник
|
Система
|
|
Результирующее сопротивление, Xрез
|
|
|
Базисный ток, Iб, кА
|
2,51
|
|
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ,  , кА
|
|
Преобразование схемы замещения в точку К2
Схема замещения сети в минимальном режиме и результат ее преобразования к
точке К2 приведены на рисунке 4.6.
Эквивалентное сопротивление ветви между ЭДС системы и К2:
. (4.33)
Так
как в минимальном режиме в подпитке точки КЗ участвуют синхронные двигатели
одной секции 10 кВ ГПП, то эквивалентное сопротивление ветвей двигателей :
(4.34)
Таблица 4.4 - Расчет токов короткого замыкания в минимальном режиме точке
К2
|
Точка КЗ
|
K2
|
|
Базисная мощность Sб, МВА
|
1000
|
|
Базисное напряжение Uб ,кВ
|
10,5
|
|
Источники
|
Энергосистема
|
Синхронные двигатели
|
|
Результирующие сопротивление, о.е.
|
3,25
|
71,60
|
|
Результирующие ЭДС, о.е.
|
1,01
|
1,1
|
|
Базисный ток, кА
|
54,98
|
|
Начальное значение периодической составляющей, кА:   
|
|
|
|
|
Таблица 4.5 - Сводная таблица результатов расчета токов короткого
замыкания
|
Режим
|
Точки КЗ
|
Ветви КЗ
|
Iпо, кА
|
Iпф, кА
|
iаф, кА
|
ikф, кА
|
Та, с
|
kу
|
iу, кА
|
|
Максимальный
|
1
|
от системы
|
8,64
|
8,64
|
2,72
|
14,93
|
0,03
|
1,72
|
21,06
|
|
2
|
от системы
|
17,56
|
17,56
|
13,64
|
38,50
|
0,075
|
1,89
|
46,98
|
|
|
от СД
|
1,68
|
1,26
|
0,95
|
2,73
|
0,05
|
1,8
|
4,27
|
|
|
|
|
|
Сумма
|
19,24
|
18,82
|
14,59
|
41,23
|
-
|
-
|
51,25
|
|
Минимальный
|
1
|
от системы
|
8
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
2
|
от системы
|
17,08
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
|
от СД
|
0,844
|
-
|
-
|
-
|
|
-
|
-
|
|
|
|
|
|
Сумма
|
17,92
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5. Выбор основного оборудования и токоведущих частей
распределительных устройств
Электрические аппараты и проводники распределительных устройств ПС в
первую очередь выбираются по роду установки (наружная, внутренняя) и
климатическому исполнению таким образом, чтобы их конструкция учитывала
характер среды, в которой будут работать изоляция и токоведущие части: сырость,
запыленность помещений и загрязненность воздуха промышленными уносами,
температура окружающего воздуха, наличие химически активной среды,
пожароопасность, взрывоопасность помещений, климатические условия местности и
ее высоту над уровнем моря.
В любом случае выбор электрооборудования осуществляется по условиям
продолжительных (нормальных, ремонтных и послеаварийных) режимов и его проверка
по условиям кратковременных (аварийных) режимов, в качестве основного
принимается режим короткого замыкания. Отсюда следует, что выбору аппаратов и
проводников предшествует выявление наиболее тяжелых вероятных условий, в
которых может оказаться электрооборудование при различных режимах его работы
электроустановки.
.1 Выбор оборудования на вводе 10 кВ трансформатора
Расчётный ток присоединения определяется из условия отключения одного
трансформатора. Максимальная нагрузка на оставшийся в работе трансформатор
определяется коэффициентом загрузки одного трансформатора в аварийном режиме:
кА (5.1)
Принимаем к установке ячейки КРУ серии СЭЩ-61М с длительно допустимым
током 2000 А и током термической стойкости 40 кА [15]
.1.1 Выбор выключателя в ячейке КРУ
По номинальным параметрам для утяжелённого режима подходит к установке
выключатель типа LF-2 выпускаемый
электротехнической компанией «Schneider Electric». Условия
выбора и проверки выключателя приведены в таблице 5.1.
Собственное
время отключения -
, время действия МТЗ - 
.
; (5.2)
Расчётный
тепловой импульс:
; (5.3)
Таблица
5.1 - Условия выбора и проверки выключателя типа LF-2
|
Условия выбора и проверки
|
Номинальные параметры
|
Расчетные параметры
|
|
 10 кВ10 кВ
|
|
|
|
 2000 А1,38 кА
|
|
|
|
 40 кА17,56 кА
|
|
|
|
 100 кА51,2 кА
|
|
|
|
 40 кА19,26 кА
|
|
|
|
 100 кА51,2 кА
|
|
|
|
   239
|
|
|
|
 40 кА17,56 кА
|
|
|
Таким образом, принимаем выбранный выключатель, поскольку он подходит по
всем параметрам в нормальном, утяжеленном и аварийном режимах.
.1.2 Выбор трансформатора тока
На вводе от трансформатора по номинальным параметрам в нормальном и
утяжелённом режиме подходит шинный трансформатор тока типа ТШЛ-СЭЩ-10-2 [16].
Условия выбора и проверки трансформатора тока, приведены в таблице 5.3.
Термическая стойкость трансформатора тока в режиме короткого замыкания
оценивается по тем же расчётным параметрам, что и выключателя.
Расчётная нагрузка вторичных цепей трансформатора тока определяется для
схемы включения приборов, приведённой на рисунке 5.1, а сам расчет сведен в
таблицу 5.2.
Рисунок 5.1 - Схема включения приборов
Таблица 5.2 - Вторичная нагрузка трансформатора тока
|
Прибор
|
Тип
|
Нагрузка по фазам, ВА
|
|
|
А
|
В
|
С
|
|
амперметр
|
Э-335
|
0,45
|
0,45
|
0,45
|
|
ваттметр
|
Д-309
|
0,6/3=0,2
|
0,2
|
0,2
|
|
Варметр
|
Д-365
|
0,55/3=0,18
|
0,18
|
0,18
|
|
Универсальный счетчик энергии
|
DH-3
|
0,45/3=0,15
|
0,15
|
0,15
|
|
ИТОГО
|
|
0,98
|
0,98
|
0,98
|
Наиболее нагруженная фаза А.
Сопротивление
измерительных приборов фазы А при вторичном токе 5А:
(5.4)
(5.5)
Сечение
соединительных проводов для схемы соединений трансформатора тока в полную
звезду определится как:
(5.6)
где
Ом·мм2/м - для медных проводов;
- длина
трассы соединительных проводов.
Минимальное
сечение медного провода из условия механической прочности принимаем 2,5 мм2.
Принимаем 
При этом сечении сопротивление проводов:
(5.7)
Вторичная
нагрузка трансформаторов тока
(5.8)
Таблица
5.3 - Условия выбора и проверки трансформатора тока типа ТШЛ-СЭЩ-10
|
Условия выбора и проверки
|
Номинальные параметры
|
Расчетные параметры
|
|
Uном ≥ Uном.сети
|
10 кВ
|
10 кВ
|
|
Iном ≥ Iдлит.max
|
1500 А
|
1380 А
|
|
 4800 239
|
|
|
|
Z2ном ≥ Z2 ≈ r2
|
0,8 Ом
|
0,22 Ом
|
Данный трансформатор тока подходит по всем параметрам в нормальном,
утяжеленном и аварийном режимах.
Выбор ограничителя перенапряжения
Ограничитель перенапряжения выбираем по номинальному напряжению.
Принимаем на вводе 10 кВ трансформатора ограничитель перенапряжения типа ОПН-П
10 УХЛ2 [12].
5.2 Выбор и проверка сборных шин РУ на стороне 10 кВ
Расчетный рабочий ток сборных шин равен длительному максимальному току в
наиболее тяжелом режиме работы электроустановки:
(5.9)
Проводники
выбираются по уровню изоляции, допустимому нагреву токоведущих частей в
продолжительных режимах.
.