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

Текст из файла (страница 3)

Схемы с одной секционированной системой шин применяются на напряжение 35кВ при парных линиях или линиях, резервируемых от других ПС, а также нерезервируемых, но не более одной на любой из секций, т.е. при отсутствии требования сохранения в работе всех присоединений при выводе в ревизию или ремонт рабочей секции шин.

В соответствии с количеством присоединений применяем схему РУ 35 кВ 35–9 одна рабочая система шин секционированная выключателем.

1. Закрытое распределительное устройство 6 кВ

С обмоток низшего напряжения трансформаторов ТДТН – 16000/110/38,5/6,6 – У – 1 питание через вводные выключатели типа ВМПЭ –10/3200 – 31,5 У2 поступает в ЗРУ 6 кВ, которое состоит из одной рабочей системы шин секционированной выключателем. ВМПЭ–10/3200–31,5 У2 .От сборных шин 6 кВ через выключатели типа ВМПЭ–10/630–31,5 У2 питание получают шестнадцать потребителей. На каждой секции сборных шин установлен трансформатор напряжения типа НТМИ–6, а также запитаны трансформаторы собственных нужд марки ТМ–250/6 /0,4 через предохранители ПК–6.

Потребители подстанции запитаны по кабельным и воздушным линиям с ЗРУ 6 кВ. Схема ЗРУ–6 кВ одна рабочая система шин секционированная выключателем. В целях ограничения токов короткого замыкания каждая секция сборных шин получает питание от своего трансформатора, секционный выключатель отключен. В схеме предусмотрен секционный выключатель с устройством автоматического включения резерва (АВР). При исчезновение напряжения с шин одной из секции происходит автоматическое включение секционного выключателя. В ЗРУ – 6.кВ установлено КРУ – 6 кВ с ячейками K–37.

В соответствии с количеством присоединений (таблица–3.1) принимаем схему РУ, ЗРУ 6 кВ: 6–1, одна рабочая система шин секционированная выключателем.

Для обеспечения электроэнергией местных потребителей и собственных нужд (СН) на подстанциях используется РУ 6 кВ.

Схема 6–1 – одна секционированная выключателем система шин применяется при двух трансформаторах, каждый из которых присоединен к одной секции.

На ПС с постоянным оперативным током трансформаторы СН присоединяются к шинам 6 кВ через предохранители или выключатели. Питание сторонних потребителей от сети СН подстанций не допускается.

По данным предприятия ФАО «ДРСК» ЮЯЭС развитие района предусматривает подключение дополнительной нагрузки в 5 МВт. Для этого при реконструкции ЗРУ–6 кВ требуется учесть установку четырёх резервных ячеек, по две на каждую секцию.

На подстанции установлены два трансформатора 1Т и 2Т – ТДТН–16000/110.Технические характеристики трансформатора приведены в Таблице 2.1. На стороне 110 кВ оба трансформатор 1Т , 2Т запитаны от ВЛ 110кВ . Срок службы трансформаторов составляет 30 лет.

Таблица 2.1 – Технические параметры трансформаторов

Произведем выбор (проверку существующих) силовых трансформаторов.

1. Выбор силовых трансформаторов

При проектировании ПС должно применяться оборудование и материалы соответствующее Российским стандартам и сертифицированные в установленном порядке.

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой, по техническим условиям на трансформаторы, перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали питание нагрузки.

При росте нагрузок сверх расчетного уровня увеличение мощности ПС производится, как правило, путем замены трансформаторов на более мощные, установка дополнительных трансформаторов должна быть технико–экономически обоснована.

Должны применяться современные автотрансформаторы и трансформаторы, оборудованные устройствами автоматического регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), имеющие необходимую динамическую стойкость, высоконадежные вводы и сниженные потери.

При расширении, реконструкции и техническом перевооружении подстанций рекомендуется применять силовые трансформаторы единичной мощностью не выше 16 МВА на подстанциях 35 кВ и не выше 63 МВА на подстанциях 110 кВ [11].

Рисунок 2.1 – Структурная схема ПС

При полной мощности подстанции S_м^ВН = 18,52МВА и с учетом планируемой загрузки дополнительно на 5 МВт коэффициент загрузки трансформаторов составит: 1Т– 73,51 %.В случае выхода из строя одного из трансформаторов в период максимальной нагрузки, второй трансформатор будет работать с перегрузкой порядка 54%, что допустимо лишь кратковременно, и в дальнейшем приведёт к ограничению электроснабжения потребителей.

Трансформатор выбирается с учётом его загрузки и с учётом максимально допустимой S _мах.вн. В данном случае S _мах.вн. 24,62 МВА, согласно ПУЭ [15] выбирается трансформаторы по 70% загрузке в нормальном режиме.

Sном.т = 0,7 S _м ^ВН (3.8)

Sном.т = 0,7 24,62 = 17,23 МВА

По [2] выбирается трансформатор ТДТН–25000/110. Трансформатор 3–х фазный; система охлаждения: дутье; 3–х обмоточный с наличием устройства РПН. Данные приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 – Технические параметры трансформаторов

Определяется коэффициент аварийной перегрузки.

.

= 0,98.

Выбранный трансформатор удовлетворяет условию:

К_п.ав = 0,98 < К_доп = 1,4.

Окончательно выбираем трансформатор ТДТН–25000/110.

1. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

1. Расчёт токов короткого замыкания

Для расчета токов короткого замыкания на проектируемом объекте, имеются токи короткого замыкания на шинах подстанций «Лебединый» и «Куранах». Расчетная схема приведена на рисунке 3.1.

Подстанция «Лебединый»:

Мощность короткого замыкания на шинах ВН в режиме максимальной нагрузки: SК = 352,9 МВА.

Подстанция «Куранах»:

Мощность короткого замыкания на шинах ВН в режиме максимальной нагрузки: SК = 405,09 МВА.

Линии ВЛ–110–1 и ВЛ–110–2: провод АС–240 L=17 км, Худ=0,4 Ом, провод АС–120 L=13 км, Худ=0,4 Ом.

Эквивалентная схема замещения показана на рисунке 3.2 Согласно схеме замещения считаем, что подстанция «Лебединый» – система С1, а подстанция «Куранах» – С2.

Рисунок 3.2 Эквивалентная схема замещения

Расчет ведём в относительных единицах. Принимаем за базовую мощность МВА.

Сопротивления систем определяются следующим образом:

, (3.1)

где – –мощность короткого замыкания соответствующей системы.

Согласно (3.3) получаем:

;

.

Сопротивления линий можно определить по следующей формуле:

, (3.2)

где – удельное реактивное сопротивление линии (определяется по таблице П.1–3 [13]), Ом/км; l – длина линии, км; – среднее напряжение в месте установки данного элемента, кВ.

В результате, согласно (3.4), получаем:

Определяем сопротивления трансформатора:

, (3.3)

где – относительное сопротивление трансформатора, определяемое через напряжение короткого замыкания трансформатора %:

, (3.4)

, (3.5)

(3.6)

,

Сопротивления трансформатора, согласно (3.3):

Расчет токов короткого замыкания в точке К1.

Покажем расчет токов короткого замыкания в максимальном режиме в точке К1. Расчет токов короткого замыкания минимального режима сведем в таблицу 3.3.

Эквивалентная схема замещения для расчета трехфазного тока короткого замыкания в точке К1 и пути её преобразования приведены на рисунке 3.3

В расчетах не учитываются сопротивления, по которым ток не проходит.

Рисунок 3.3 Эквивалентная схема замещения

в точке К1

Характеристики

Список файлов ВКР