12

                                                                                                   S

10

                                                                                                   P

8

6

                                                                                                   Q

4

2

                                                                                                         t        

0                  4                 8                 14               21               24    час

Рис.1

Таблица 2.3

Суточный график изменения нагрузки подстанции (сторона 35 кВ )

Pрасч=7.8 [МВт] ; Qрасч=5.12 [МВАр]; Sрасч=9.33 [МВА];

Таблица 2.4

Суточный график изменения нагрузки подстанции (сторона 10 кВ )

Pрасч=1.8 [МВт] ; Qрасч=0.89 [МВАр]; Sрасч=2.0 [МВА];

При определении расчётной мощности подстанции следует учесть мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН), которые обычно присоединяются к сборным шинам НН, а также коэффициент перспективы роста нагрузок на 5-10 лет (К10=1.25).Расчетная мощность подстанции определим по формуле:

Sрасч.п/с=( Sрасч+Sсн)×К10,                     (2.6)

2.3 Собственные нужды подстанции

Приемники собственных нужд подразделяются на три категории:

а) основные, постоянно включенные в сеть;

б) приемники, включенные в зависимости от сезонных условий (от температуры окружающего воздуха);

в) ремонтные, как правило, передвижные, подключаемые временно в периоды ревизий и ремонтов оборудования. Данные по нагрузкам собственных нужд сведены в таблицу 2.5.

Таблица 2.5

Данные по нагрузкам собственных нужд

Полная расчётная мощность подстанции будет равна :

Sрасч.п/с=( Sрасч+Sсн)×К10 =(11.6+0.084)×1.25= 13.89 [МВА].

На трансформаторных ПС 35-750 кВ устанавливаются два трансформатора собственных нужд (ТСН), мощность которых выбирают в соответствии с нагрузками, с учетом допустимой перегрузки (kП=1,4) при выполнении ремонтных работ и отказах одного из трансформаторов [5].

При двух ТСН эксплуатация их может осуществиться двумя способами:

1)                один из двух трансформаторов питает всю нагрузку собственных нужд (СН), а второй находится в автоматическом резерве;

2)                оба трансформатора работают совместно, питая каждый 50…60% нагрузки СН, присоединяемый к раздельно работающим секциям сборных шин низшего напряжения. На межсекционном аппарате имеется схема автоматического ввода резерва (АВР).

К установке принимаем второй вариант эксплуатации ТСН.

Нагрузка СН переменного тока по данным таблицы 2.5 составляет 84.34 кВ.А. Нагрузка на один ТСН определяется по формуле:

 (2.7)

где kодн – коэффициент одновременности, kодн=0,7.

.

Для ТСН необходимо иметь резерв, поэтому номинальная мощность ТСН с учетом допустимой перегрузки должна составить:

 (2.8)

Соответственно выбираем два трансформатора мощностью 100 кВ.А марки ТМ-100/10.

Панели щитов СН в количестве пяти штук установлены в ОПУ.

Наличие на проектируемой ПС сложных защит, автоматики и телемеханики, обуславливает применение постоянного оперативного тока. Устанавливаем свинцово-кислотные аккумуляторные батареи напряжением 220 В марки СК-5.

Количество элементов, присоединяемых к шинам в режиме постоянного подзаряда, определяется по формуле [6]:

 (2.9)

где  - число основных элементов в батарее;

 - напряжение на шинах, ;

 - напряжение на элементе в режиме подзаряда, .

Аккумуляторная батарея СК-5 состоит из 108 элементов. Устанавливаем аккумуляторные батареи в специальном помещении ОПУ.

ТСН подключаем к сборным шинам КРУН 10 кВ через вакуумный выключатель.

Таблица2.6 Технические данные ТСН

2.4 Построение годового графика нагрузок подстанции

На рис.2 построен годовой график по продолжительности, результаты расчёта находятся в таблице 2.7.

Таблица 2.7

Годовой график нагрузок по продолжительности

Годовой график нагрузок по продолжительности МВА, S

МВА, S

МВт, Р

16

14

12

                                                                                                   S

10

                                                                                                   P

8

6

4

2

                                                                                                         t        

0                                     2402                      4945                                     8760   час

Рис.2

2.5            Расчёт средней нагрузки и коэффициента заполнения графика

Среднюю нагрузку определим по данным годового графика:

Sср=Wгод/8760 , (2.11)

где Wгод - полная потребляемая энергия за год ;

Wгод=13.76×2402+11.8×(4945-2402)+10.3×(8760-4945)=102353.42 [МВА×ч];

Sср=102353.42 / 8760 = 11.684 [МВА];

Коэффициент заполнения графика:

Кзп= Sср / Smax=11.684/13.76 = 0.85;

Время использования максимальной активной нагрузки за год:

Tmax,a=Wa,год/Pmax ; (2.12)

Wa,год=11.87×2402+10.2×(4945-2402)+8.9×(8760-4945)=88403.84 [МВА×ч];

Tmax,a=88403.84/11.87 = 7447.0 [ч];

Наибольшее время работы в году с максимальной нагрузкой определим по формуле из [3, стр.11]:

tнб=(0.124+ Tmax,a/10000)2×8760 , (2.13)

tнб=(0.124+ 7447/10000)2×8760 = 6610.5 [ч];

2.6 Выбор силовых трансформаторов

 Так как в связи с увеличением нагрузок существующих потребителей, подключением новых мощности одного трарсформатора недостаточно, поэтому необходимо установить второй трансформатор.

Для двухтрансформаторной подстанции:

Sтр>(0.65-0.7)×Sр = 0.65×13.89= 9.02 [МВА];

По [13, табл. 3.8] для двухтрансформаторной подстанции 110/35/10 кВ два варианта трёхфазных трёхобмоточных трансформаторов:

1) 2´ТДТН - 10000/110 ,

2) 2´ТДТН - 16000/110 .

Проверяем возможность работы в аварийном режиме .

Коэффициент перегрузки в аварийном режиме:

К(1) п.ав= Sр/Sном(1)=13.89/10 = 1.389<1.4 ,

К(2) п.ав= Sр/Sном(2)=13.89/16 = 0.868<1.4 .

Условия выполняются, значит работа в аварийном режиме возможна .

Таблица 2.8

Технические данные трансформаторов

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10