Бочкарев (1204509), страница 2

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

В высоковольтном отсеке располагаются отрезки сборных шин, вакуум­ные камеры выключателей, подвижные контакты разъединителей, трансформаторы тока и датчики напряжения.

В кабельном отсеке располагаются кабельные приёмники, отключающие пружины разъединителей, перемычка узла секционирования сборных шин мо­дулей, трансформаторы напряжения и заземляющая перемычка

В случае возникновения короткого замыкания на одном из присоедине­ний авария локализуется в пределах одного модуля.

Трансформаторы тока нулевой последовательности устанавливаются в кабельном канале на специальных горизонтальных уголках, проложенных по всей длине РУ. Схема КРУ 10кВ представлена на рисунке 1.2

Отдельным видом РУ–10кВ. является КРУН для питания устройств СЦБ и районных потребителей. К ней подключают один повышающий трансформатор, связывающий шины РУ с шинами низкого напряжения собственных нужд подстанции и фидеры 10кВ.

Схемы главных электрических соединений составлены на основании решений приведённых в учебной литературе с соблюдением технической документации.

Рисунок 1.1 – Схема главных соединений типового устройства КРУ – 10 кВ

2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ И ПРОВЕРКА

ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОДСТАНЦИИ

Согласно [1], для правильного выбора номинальной мощности трансфор­ма­тора (автотрансформатора) необходимо располагать суточным графиком, от­ражающим как максимальную, так и среднесуточ­ную активную нагрузки дан­ной подстанции, а также продолжи­тельность максимума нагрузки. Суточный график нагрузки подстанции представлен в приложении А.

Номинальная мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции, как правило, определяется аварийным режи­мом работы подстан­ции: при установке двух трансформаторов их мощ­ность выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного из них оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной пере­грузкой мог обеспечить нормальное электроснаб­жение потребителей.

Номинальная мощность трансформатора S_HOM кBА, в общем виде опре­деля­ется из выражения (2.1)

, (2.1)

где S_max – максимальная мощность потребителей подстанции, кВА; k_I-II – коэффициент участия в нагрузке потребителей I и II категории, для подстанций с числом таких потребителей более 75% принимается равным 1; k_пер – коэффициент допустимой аварийной перегрузки.

При аварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов на 40 % во время максимума общей суточной нагрузки продолжительностью не более 6 ч в течение не более 5 суток. При этом коэффициент заполнения су­точ­ного графика нагрузки трансформаторов к_н в условиях его перегрузки должен быть не более 0,75

Коэффициент заполнения графика нагрузки определяется сле­дующим от­ношением

, (2.2)

где Р_с – среднесуточная мощность потребителей, кВт.

Так как k_I-II < 1, а k_пер > 1, то их отношение k = k_I-II/k_пер всегда меньше еди­ницы и характеризует собой резервную мощ­ность трансформатора, заложенную при выборе его номинальной мощности. Чем это отношение меньше, тем меньше будет резерв установленной мощности трансформатора и тем более эффектив­ным будет использование трансформаторной мощности с учетом пе­регрузки.

Полную суммарную мощности потребителей 10 кВ S_max определим по формуле, кВА:

, (2.3)

где ∑Р_max – наибольшая суммарная активная мощность на шинах 10 кВ; ∑Q_max – наибольшая суммарная реактивная мощность на шинах 10 кВ.

Согласно данных контрольного замера нагрузки от 19 декабря 2016 г. наибольшая активная и реактивная мощности присоединений 10 кВ ПС 35 кВ составили:

- Ф-1 «Водозабор» Р_мах1=42 кВт, Q_мах1=12 кВАр;

- Ф-2 «Котельная» Р_мах1=360 кВт, Q_мах1=31 кВАр;

- Ф-3 «Вокзал» Р_мах1=58 кВт, Q_мах1=5 кВАр;

- Ф-4 «Вокзал» Р_мах1=56 кВт, Q_мах1=4 кВАр;

- Ф-5 «Котельная» Р_мах1=0 кВт, Q_мах1=0 кВАр;

- Ф-6 «Водозабор» Р_мах1=44 кВт, Q_мах1=11 кВАр;

- ТСН-1 Р_мах1=118 кВт, Q_мах1=25 кВАр;

- ТСН-2 Р_мах1=118 кВт, Q_мах1=25 кВАр.

Тогда определим наибольшую полную суммарную мощности потребителей 10 кВ:

.

Тогда, проверяем номинальную мощность трансформатора S_HOM по вы­ражению (2.1)

.

На подстанции установлен 1 трансформатор ТМ-1600/35, номинальная мощность которых выше расчетной номинальной мощности. Следовательно, замена трансформатора на более мощный не требуется. Однако для надежного электроснабжения потребителей шин 10 кВ и фидеров СЦБ необходима установка второго трансформатора с мощностью 1600 кВА. Один трансформатор в работе, второй в резерве.

Необходимо от­метить, что такая проверка выбранных трансформаторов производилась из-за того, что районные потребители 10 кВ являются потребителями I категории, перерыв в электроснабжении которых недопустим.

3 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Согласно [2] , выбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих элементов по электродинамической и термической устойчивости производится по току трехфазного короткого замыкания I_k⁽³⁾. Поэтому в проекте необходимо произвести расчет токов короткого замыкания I_k⁽³⁾ для всех РУ и однофазного тока замыкания на землю I_k⁽¹⁾ для РУ питающего напряжения. Для чего на осно­вании схемы внешнего электроснабжения, исходных данных и принятой схемы главных электрических соединений подстанции составляется структурная схема (рис. 3.1), а по ней расчетная схема (рис.3.2) проектируемой подстанции.

Рисунок 3.1 - Структурная схема подстанции

Согласно [3], расчет токов короткого замыкания производится с учетом удаленности источников питания. При расчете короткого замыкания для под­станции можно считать, что есть электрическая система с неограниченной мощностью.

Рисунок 3.2 - Расчетная схема с

указанием точек короткого

замыкания

Согласно [2] для достоверной проверки электрических аппаратов необхо­димо определится с расчетным видом короткого замыкания:

а. При проверке электрических аппаратов и жестких проводников вместе с от­носящимися к ним поддерживающими и опорными конструкциями на элек­тродинами­ческую стойкость расчетным видом КЗ является трехфазное КЗ. При этом в общем случае допускается не учитывать механические колебания шин­ных конструкций.

б. При проверке гибких проводников на электродинамическую стойкость (тяжение, опасное сближение и схлестывание проводников) расчетным видом КЗ является двухфазное КЗ.

в. При проверке проводников и электрических аппаратов на термическую стой­кость расчетным видом КЗ в общем случае является трехфазное КЗ.

г. При проверке электрических аппаратов на коммутационную способ­ность расчетным видом КЗ может быть трехфазное или однофазное КЗ в зави­симости от того, при каком виде КЗ ток КЗ имеет наибольшее значение. Если для выключателей задается разная коммутационная способность при трехфаз­ных и однофазных КЗ, то проверку следует производить отдельно по каждому виду КЗ.

Таким образом, необходимо определить трехфазный, двухфазный и од­нофазный ток короткого замыкания, протекающие ко всем точкам короткого замыкания.

3.1 Расчёт токов короткого замыкания в точке К1

Исходными данными для расчета токов короткого замыкания являются: мощность короткого замыкания на шинах высшего напряжения подстанции S_кз; количество, мощность и паспортные характеристики понижающих трансформа­торов.

Для расчета токов короткого замыкания воспользуемся следующей фор­мулой, кА

, (3.1)

где U_ст – напряжение ступени, для которой определяется ток короткого замыка­ния, кВ; Х_кз – результирующее сопротивление до точки КЗ.

_{Однофазный и двухфазный токи короткого замыкания определим, кА}

, (3.2)

. (3.3)

Ударный ток К.З. можно определить по выражению, кА

, (3.4)

где k_уд – ударный коэффициент, принимаем k_уд = 1,8.

Мощность короткого замыкания, МВА

, (3.5)

Двухобмоточный трансформатор имеет схему замещения, в которой об­мотка представлена сопротивлением Х_Т.

Указанное сопротивление определяют по величине напряжения короткого замыкания обмотки u_k, %.

. (3.6)

Сопротивление системы определи по следующему выражению, Ом

. (3.7)

Трехфазный ток короткого замыкания в точке К1 (рису­нок 3.2) согласно исходным данным равен .

Двухфазный ток короткого замыкания определяется по формуле (3.2)

.

Ударный ток рассчитываем по формуле (3.4):

.

Определяем мощность короткого замыкания по (3.5), МВА

.

3.2 Расчёт токов короткого замыкания в точке К2

Результирующее сопротивление короткого замыкания до точки К2 будет равняться, Ом

, (3.8)

где - сопротивление системы, приведенное к напряжению ступени К2, Ом.

. (3.9)

Мощность понижающего трансформатора S_т = 1600 кВА, напряжения ко­роткого замыкания u_k для трансформатора ТМ-1600/35 согласно [4] равно 6,5%.

Тогда определим сопротивление трансформатора по формуле (3.6)

.

По формуле (3.9) определяем приведенное сопротивление системы к напряжению 10 кВ

.

Рассчитаем сопротивление короткого замыкания до точки К2 по выраже­нию (3.8)

.

Результаты расчетов сопротивлений и токов короткого замыкания для то­чек К1 и К2 сводим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 Расчетные значения сопротивлений и токов короткого замыкания для точек К1 и К2

4 ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ТОКОВЕДУЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ ПОДСТАНЦИИ

4.1 Расчёт максимальных рабочих токов основных присоединений

подстанции

Электрические аппараты выбирают по условиям длительного режима ра­боты, сравнением рабочего напряжения и наибольшего длительного рабочего тока присоединения, где предполагается установить данный аппарат, с его но­минальным напряжением и током.

Рисунок 4.1 - Схема для расчета максимальных

рабочих токов основных присоединений

Характеристики

Список файлов ВКР