Пояснительная записка (1226784), страница 6

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

Текст из файла (страница 6)

1. По напряжению:

; (3.19)

2. По длительно допустимому току:

, (3.20)

.

3. По электродинамической стойкости:

3.1. По предельному периодическому току:

; (3.21)

.

3.2. По ударному току:

; (3.22)

; (3.23)

;

.

4. По току термической стойкости

; (3.24)

;

.

Данные шины удовлетворяют всем условиям проверки, поэтому принимаем их к установке

1. ГИБКОСТЬ СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОГО УСТРОЙСТВА 110/35/10кВ

1. Требования к схемам распределительных устройств

К схемам электрических сетей предъявляются следующие требования [1]:

Обеспечение необходимой надежности. В нормативном документе [3], в котором все электроприемники по требуемой степени надежности разделяются на три категории. Для электроснабжения потребителей каждой из категорий предъявляются соответствующие требования к схемам (питание от одного, двух и т. д. независимых источников). Реализация этого подхода при формировании схем сетей формально не представляет затруднений. Однако к узлам сети, как правило, подключаются потребители, относящиеся к различным категориям. При этом, если ориентироваться на наименее ответственных потребителей, т. е. выбирать наиболее простую и, следовательно, наиболее дешевую схему, то не будут обеспечены требуемым уровнем надежности электроснабжения наиболее ответственные потребители. Если же при выборе схемы ориентироваться на них, то это может привести к неоправданному усложнению и удорожанию схемы сети.

Обеспечение нормируемого качества электроэнергии. Действующий стандарт на качество электроэнергии устанавливает нормативные допустимые отклонения напряжения на зажимах электроприемников.

Достижение гибкости сети. Здесь подразумевается два аспекта. Первый предполагает, что схема сети должна быть приспособлена к обеспечению передачи и распределения мощности в различных режимах, в том числе в послеаварийных при отключении отдельных элементов. Второй аспект выражает требование создания такой конфигурации сети, которая позволяет ее последующее развитие без существенных изменений созданной ранее сети.

Максимальное использование существующих сетей. Это требование сочетается с предыдущим (гибкость сети) и отражает то, что сеть должна представлять собой динамически развивающийся объект.

Обеспечение оптимальных уровней токов короткого замыкания. В схеме сети, с одной стороны, токи короткого замыкания должны быть достаточны по значению для реагирования на них устройств релейной защиты, а с другой — ограничены с целью возможности использования выключателей с меньшей отключающей способностью.

Создание возможности построения сети из унифицированных элементов. Применение унифицированных элементов линий электропередачи и подстанций позволяет снизить стоимость сооружения проектной схемы сети. Поэтому целесообразно применять технически и экономически обоснованное минимальное количество схем новых решений.

Обеспечение условий охраны окружающей среды. Это требование при построении схемы сети может быть выполнено за счет уменьшения отчуждаемой территории путем применения двухцепных и многоцепных линий, в том числе повышенной пропускной способности, простых схем подстанций и т. п.

1. Аварийные и вынужденные режимы

Состояние электроэнергетической системы (ЭЭС) на заданный момент или отрезок времени называется режимом.

По тем или иным причинам допускается работа ЭЭС в утяжеленных установившихся (вынужденных) режимах, которые характеризуются меньшей надежностью, некоторой перегрузкой отдельных элементов и, возможно, ухудшением качества электроэнергии. Вынужденные режимы возникают в результате временного отключения какого – либо элемента ЭЭС. В этом случае нормальная работа будет обеспечиваться за счет заложенного в системе резерва. Длительное существование утяжеленного режима нежелательно, так как при этом существует повышенная опасность возникновения аварийной ситуации.

Наиболее опасными для ЭЭС являются аварийные режимы, вызванные короткими замыканиями и разрывами цепи передачи электроэнергии, в частности, вследствие ложных срабатываний защит и автоматики, а также ошибок эксплуатационного персонала. Длительное существование аварийного режима недопустимо, так как при этом не обеспечивается нормальное электроснабжение потребителей и существует опасность дальнейшего развития аварии и распространения ее на соседние районы.

1. Выбор числа трансформаторов по минимальным потерям электрической энергии

Потери мощности в трансформаторе складываются из потерь в стали сердечника (потери холостого хода) и потерь в обмотках трансформатора (потери короткого замыкания). Потери в стали сердечника не зависят от нагрузки трансформатора, а потери в обмотках изменяются пропорционально квадрату нагрузки (мощности S или тока I). В паспортных данных для данного типа трансформатора приводится значение потерь короткого замыкания для номинальной нагрузки.

Суммарные потери мощности в одном трансформаторе при нагрузке S определяются зависимостью (4.1):

, (4.1)

где - потери холостого хода; - потери короткого замыкания; S – нагрузка трансформатора; - номинальная мощность трансформатора.

Эта зависимость имеет вид, показанный на рисунке 4.1 (кривая ∆Р1).

Суммарные потери в двух однотипных трансформаторах при общей нагрузке S определяются зависимостью:

. (4.2)

Зависимость имеет вид, показанный на рисунке 4.1 (кривая ∆Р2). При значении . (граничная мощность) потери мощности в одном трансформаторе и двух одновременно включенных оказываются равными.

Величину . можно получить по формуле (4.3):

. (4.3)

Величина имеет важное практическое значение, т.к. позволяет выбрать оптимальный режим эксплуатации трансформаторной подстанции. При нагрузках S меньше целесообразна работа при включении одного трансформатора, при S больше целесообразно включать два трансформатора. При этом достигается минимум потерь мощности и энергии. Оценить эффект от снижения потерь мощности можно, определив разность потерь для нагрузки S при включении одного и двух трансформаторов.

. (4.4)

Рассмотрим выбранный трансформатор типа ТДТН- 25000/220/35/10 и рассчитаем потери на данном трансформаторе, при включенных трансформаторах по одному или в параллели. Данные трансформатора указаны в таблице 2.1.

Производим расчет потерь в трансформаторе, при одном включенном трансформаторе и при двух трансформаторах, включенных параллельно. Затем определим разницу потерь, при одном и двух включенных в работу трансформаторов. Примем нагрузку трансформаторов 25, 50, 75 и 100% номинальной мощности. Данные расчета приведены в таблице 4.1. Для наглядности строим графики ∆Р(S).

.

Таблица 4.1. – Мощность потерь в трансформаторе

Рисунок 4.1 – Потери мощности трансформатора

ТДТН-25000/110/35/10.

Выбор числа включенных трансформаторов по потерям электрической энергии

Определим интервал квантования время (t) по условию неизменных полных потерь мощности в трансформаторе по графику нагрузок. Потери электрической энергии в трансформаторе определим в виде суммы потерь электрической энергии за интервалы квантования.

Число интервалов квантования расчетного периода (Т) определим по формуле (4.5).

. (4.5)

Потери электрической энергии в трансформаторе за расчетный интервал получим по формуле (4.6)

. (4.6)

Определив потери электрической энергии в трансформаторе за расчетный период (Т) при одном трансформаторе ( ) и двух трансформаторах( ) условием перехода к двум трансформаторам является не выполнение следующего соотношения (4.7).

. (4.7)

Таким образом, при моделировании по заданному графику нагрузки на расчетный период можно определить число включенных трансформаторов, при котором потери электрической энергии будут минимальны.

1. Примерные схемы по ситуациям

В исходных данных задано, что подстанция будет питать потребителей первой категории. В соответствии с [3] электроприемники первой категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения. Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания

Линии 1 и 2 могут быть отключены, что приводит к вынужденным режимам. Напряжение в ЛЭП зависит от технического обслуживания и ремонта, а также их отключают при аварийных ситуациях. Возможность обеспечения питания потребителей может быть ограничена техническим обслуживанием и ремонтом или аварийными ситуациями, следовательно, возможны ситуации при которых происходит питание от одного. трансформатора Т1 или Т2, или питание от двоих трансформаторов Т1 и Т2.

Рассмотрим ситуации, которые будут характеризовать гибкость схемы.

Таблица 4.2. Возможные схемы питания потребителей

Примечание: напряжение ЛЭП: «+» – есть, «-» – нет; трансформатор: включен – «+», отключен – «-».

Ситуация первая рис. 1 БР 13.03.02 022 004.

При отсутствии напряжения в линии №2 и отключенном трансформаторе Т2 трансформатор Т1 подключен к своей линии. Выключатель В-1-110, разъединители Р-1.1-110, Р-1.2-110 и Р-1.3-110 находятся в включённом состоянии. Разъединители в не автоматической перемычке Р-1-110 включен, а Р-2-110 отключен. Выключатель В-2-110 находится в отключенном положении, разъединители Р-2.1-110, Р-2.2-110 включены, Р-2.3-110 - отключен. Питание подстанции происходит по одной линии, одного трансформатора. Так как питание распределительных устройств среднего и низшего напряжения будет осуществляться от одного трансформатора секционные выключатели СВ – 35 и СВ-10 и секционные разъединители СР-35 и СР-10 должны быть включены. Выключатели ввода ВТ2-35 и ВТ2-10 отключены, чтоб не подавалось напряжение на обмотки отключенного трансформатора рис.8 БР 13.03.02 022 006.

Характеристики

Список файлов ВКР