При возникновении повреждений или выводе одного трансформатора в ремонт, оставшийся должен обеспечивать потребляемую потребителями мощность. Покрытие может осуществляться не только за счет использования номинальной мощности трансформаторов, но и за счет их перегрузочной способности (в целях уменьшения установочной мощности трансформаторов).

При проектировании определение типа и мощности трансформаторов проводится на основе технико-экономических расчетов, для оценки правильности принятого решения по установке двух трансформаторов.

Максимальная полная расчетная мощность приемников, запитанных от выбираемых трансформаторов взятая из годового графика нагрузки равна 10357кВ×А.

Средняя расчетная полная мощность приемников равна 10132 кВ×А.

Так как подстанция снабжает электроэнергией потребителей первой и второй категории и учитывая необходимость 100%-ного резервирования, номинальная мощность одного трансформатора из двух рассматриваемых

равна:

                                    (1.8)

 кВ×А.

Сравним два варианта установки двух трансформаторов. Из справочника [3] выбираем два двухфазных трансформатора типа ТДТН-6300/110 и двухфазных трансформаторов ТДНТ –10000/110. Паспортные данные представлены в табл. 1.4 и 1.5.

Таблица 1.4-Паспортные данные первого варианта трансформатора

Таблица 1.5-Паспортные данные второго варианта трансформатора

Мощность трансформаторов необходимо определять с учетом его перегрузочной способности. Систематическая перегрузочная способность можно характеризовать коэффициентом заполнения графика нагрузки.

Коэффициент заполнения графика нагрузки

 (1.9)

Допустимая перегрузка трансформатора в часы максимума равна:

                        (1.10)

 кВ×А ,

 кВ×А

Тогда коэффициент загрузки определяется

1.11)

Определяем коэффициент допустимой перегрузки мл трансформатора

зимой по формуле:

мл = 1 – кз.т. (1.12)

мл1 = 1 – кз.т.1. = 1 – 0,52 = 0,48 ,

мл2 = 1 – кз.т.2. = 1 – 0,45 = 0,55

Перегрузка не должна превышать 15%, поэтому примем мл=0,15. Суммарный коэффициент кратности допустимой перегрузки равен

                                    (1.13)

,

Допустимая перегрузка на трансформаторы с учетом допустимой систематической перегрузки в номинальном режиме равна:

 (1.14)

 кВ×А;

 кВ×А

Сравнивая полученные данные можно сделать вывод, что оба варианта обеспечивают требуемой мощностью потребителей, оба варианта обеспечивают требуемую надежность в соответствии с категорией потребителей электрической энергии. Установка трансформаторов по второму варианту обеспечит большую мощность. Но в нашем случае это не является необходимым, так как подстанции работает с недогрузкой

Мы по инженерным соображениям примем к установке более мощный трансформатор, с учетом развития сети и увеличения нагрузки в дальнейшем.

Выбираем трансформатор ТДТН-10000/35

Окончательный вывод по выбору типа трансформатора следует сделать после проведения экономического расчета, который представлен в главе3.

1.4 Определение токов короткого замыкания

Коротким замыканием (КЗ) называется нарушение нормальной работы электрической установки, вызванное замыканием фаз между собой, а в системах с изолированной нейтралью также замыкание фаз на землю. Такой режим является самым тяжелым для элементов системы. И именно по нему производят выбор и проверку электрооборудования подстанции.

При коротких замыканиях токи в фазах увеличиваются, а напряжение снижается. Как правило, в месте К.З. возникает электрическая дуга, которая вместе с сопротивлением пути тока образует переходное сопротивление. Непосредственное К.З. без переходного сопротивления в месте повреждения называется металлическим К.З. Пренебрежение переходным сопротивлением значительно упрощает расчет и дает максимально возможное при одних и тех же исходных условиях значения тока К.З. для выбора аппаратуры необходим именно этот расчет.

При расчете токов К.З. примем следующие допущения: - не учитываются емкости, а следовательно и емкостные токи в кабельной линии; - трехфазная цепь считается симметричной, сопротивления фаз равными друг другу; - отсутствует насыщение стали электрических машин - не учитываются токи намагничивания трансформаторов; - не учитывается сдвиг по фазе э.д.с. различных источников питания, входящих в расчетную схему; - не учитывается влияние регулирования коэффициента трансформации силовых трансформаторов на величину напряжения короткого замыкания (UКЗ%) этих трансформаторов;

- не учитываются переходные сопротивления в месте короткого замыкания.

Указанные допущения приводят к незначительному преувеличению токов короткого замыкания (погрешность не превышает 10%, что допустимо)[3]. Расчетная схема подстанции приведена на рисунке 1.5. На расчетной схеме в однолинейном изображении указаны источники питания (в данном случае энергосистема) и элементы сети (линии электропередач, трансформаторы), связывающие источники питания с точками К.З.; а так же параметры всех элементов, необходимых для расчета токов К.З. Схему замещения подстанции для расчета тока короткого замыкания рисунке 1.6 составляют по расчетной схеме. Для этого все элементы схемы заменяются соответствующими сопротивлениями В целях упрощения расчета для каждой электрической ступени в расчетной схеме вместо ее действительного напряжения на шинах указано низкое напряжение UНН , кВ.

Наибольшие токи К.З. в нашей схеме могут возникнуть при отключенных секционных выключателях. Рассмотрим этот режим, определим токи К.З. в точках К-1, К-2. Ток К.З. в точке К-3 определяется на шинах 0,38 кВ ТП.

Для расчета токов короткого замыкания в точках К-1, К-2, К-3 необходимо определить индуктивные сопротивления всех элементов схемы. Определим сопротивления всех элементов схемы рисунков 1.5 и 1.6, приведем их к базисному напряжению 115 кВ

Данные для расчета токов К.З.

UH = 110 кВ,

Sб = 100 МВА,

Sк = 630 МВА,

Х0 = 0.4 Ом/км, L = 20 км;

UH = 110 кВ,

Sн = 6,3 МВА.

Расчет сопротивлений элементов схемы произведем по формулам:

 (1.15)

 (1.16)

 (1.17)

Расчет сопротивлений элементов схемы:

,

,

Произведем расчет токов короткого замыкания в точке К1 по формулам:  (1.18)

 (1.19)

 (1.20)

,

Мощность в точке короткого замыкания:

 (1.21)

Найдем ударный ток в точке К1 по формуле:

 (1.22)

Куд=1,8 2

Произведем расчет токов короткого замыкания в точке К2 по формулам:

 (1.23)

 (1.24)

 (1.25)

Произведем расчет токов короткого замыкания:

,

,

Мощность в точке короткого замыкания:

 (1.26)

Найдем ударный ток в точке К2 по формуле (1.35):

Куд=1,92

Расчет максимального тока произведем по формуле:

1.27)

Imax=0.8*10132/*110=43,3 кА

Расчеты устойчивого, ударного токов короткого замыкания и мощности короткого замыкания в точках К1, К2 приведены в таблице 1.7.

Таблица 1.7–Расчетные токи К.З.

1.5 Выбор электрооборудования подстанции

1.5.1 Выбор токоведущих частей

Произведем выбор токоведущих частей. Подстанция получает питание по воздушной двухцепной линии электропередач 110 кВ. При выборе сечения проводов необходимо учитывать ряд технических и экономических факторов:

- нагрев от длительного выделения тепла рабочим током;

- нагрев от кратковременного выделения тепла током К.З.;

- падение напряжения в проводах воздушной линии от проходящего тока в нормальном и аварийном режимах;

- механическая прочность — устойчивость к механической нагрузке (собственный вес, гололед, ветер);

- коронирование — фактор, зависящий от величины применяемого напряжения, сечения провода и свойств окружающей среды.

Расчет проводов для линий электропередач 110 кВ проведем по экономии-ческой плотности тока jэк [3.]. При расчете по экономической плотности тока сечение проводов выбирается по выражению

 (1.28)

где jэк = 1,4 А/мм2- экономическая плотность тока.

Тогда, по (1.5) для линии электропередач 110 кВ сечение равно:

 мм2

По полученным значениям выбираем марку провода. Для двухцепной линии напряжением 110 кВ выбираем номинальное сечение провода и марку:

АС –95 Для окончательного обоснования выбора данной марки провода необходимо проверить по допустимой потере напряжения.

  (1.29)

 (1.30)

 (1.31)

 (1.32)

 (1.33)

где P- активная мощность, кВт; Q- реактивная мощность, кВар; R-активное сопротивление линии, Ом/км; X-индуктивное сопротивление линии, Ом/км; U – напряжение сети, кВ.

Используя формулу (1.42) определяем потерю напряжения для линии:

 В

Определим допустимую потерю напряжения в линии. Допускается потеря напряжения в линии не более 7%:

 (1.34)

Допустимая потеря напряжения в линии:

 %

Как видно из расчета рассчитанное значение потерь напряжения в линии намного меньше допустимых потерь напряжения, это объясняется малой длиной линии, следовательно, данный провод подходит.

1.5.2 Выбор выключателей

Комплектные распределительные устройства (КРУ) предназначены для приёма и распределения электроэнергии трёхфазного переменного тока промышленной частоты, состоят из набора типовых шкафов в металлической оболочке. В шкафы комплектного распределительного устройства встраивают выключатели, трансформаторы напряжения, разрядники.

Выбор выключателей производится по следующим условиям: по напряжению установки, по длительному току, по отключающей способности, по электродинамической стойкости, по термической стойкости. Формулы для расчетов приведены ниже:

Uуст £ Uн (1.35)

 Iр £ Iн (1.36)

Iмакс £ Iн (1.37)

Iк £ Iотк.н. (1.38)

iуд. £ iдин (1.39)

Вк £ I2тер · tтер (1.40)

Параметры выбора разъединителей, отделителей и короткозамыкателей на напряжение 110 кВ сведены в таблицу 1.8.

Таблица 1.8- Выбор разъединителей, отделителей и короткозамыкателей

Выбираем электрооборудование: РЛНД – 1 – 110У – 100, ОД – 110 – 330, КЗ– 110.

Результаты выбора выключателей в КРУ сведем в таблицу 1.9

Таблица 1.9- Выбор выключателей на отходящих линиях

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5