рим с.з (1226854), страница 2

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

Текст из файла (страница 2)

Суммарная нагрузка на шинах НН ПС в соответствии с формулами (1.1)–(1.3):

Р_Σ=3496+1040=4536 кВт;

Q_Σ=1381+505=1886 кВАр;

S_Σ = _.=4912 кВА.

Определяем загрузку трансформаторов ТДНС–10000/35/10 и ТМН–6300/35/10, стоящих на подстанции в настоящее время, при условии разделения нагрузки между трансформаторами пополам:

, (1.7)

здесь – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме; n_т=2 – число трансформаторов; S_т.ном – номинальная мощность трансформатора, кВА;

=0,25;

=0,39.

Коэффициент загрузки силовых трансформаторов для обеспечения наиболее экономичного режима работы при соблюдении технических ограничений должен лежать в пределах от 0,5 до 0,75, следовательно, стоящие в настоящее время на питающей подстанции значительно недогружены и работают не в экономичном режиме. Поэтому, учитывая также значительный срок эксплуатации трансформаторов, принимаем решение о необходимости их замены двумя одинаковыми трансформаторами с меньшей мощностью.

Одновременно с выбором мощности трансформаторов должен решаться вопрос компенсации реактивной мощности (КРМ).

В отличие от активной мощности реактивная мощность может генерироваться не только генераторами, но и компенсирующими устройствами (КУ) – конденсаторами, синхронными компенсаторами или статическими источниками реактивной мощности (ИРМ), которые можно установить на подстанциях электрической сети.

Проблема компенсации реактивной мощности в электрических системах имеет большое значение по следующим причинам:

- в промышленном производстве наблюдается опережающий рост потребления реактивной мощности по сравнению с активной;

- в городских электрических сетях возросло потребление реактивной мощности, обусловленное ростом бытовых нагрузок;

- увеличивается потребление реактивной мощности в сельских электрических сетях.

Компенсация реактивной мощности, как всякое важное техническое мероприятие, может применяться для нескольких различных целей.

Во-первых, компенсация реактивной мощности необходима по условию баланса реактивной мощности.

Во-вторых, установка компенсирующих устройств применяется для снижения потерь электрической энергии в сети.

И, наконец, в-третьих, компенсирующие устройства применяются для регулирования напряжения.

Для уменьшения перетоков реактивной мощности по линиям и трансформаторам источники реактивной мощности должны размещаться вблизи мест ее потребления. При этом передающие элементы сети разгружаются по реактивной мощности, чем достигается снижение потерь активной мощности и напряжения.

Поэтому компенсирующие устройства, предназначенные для снижения потерь электроэнергии, устанавливаем на шинах низкого напряжения подстанции 35/10 кВ .

Требуемая мощность компенсирующих устройств , кВАр, определяется по формуле:

=Q_Σ−P_Σ·tg_э, (1.8)

где tg_э – экономически целесообразное значение коэффициента мощности, которое не должно превышать предельное значение коэффициента реактивной мощности для сетей 35 кВ tgφ_пр=0,4 [2].

Принимая tg_э=0,3, по формуле (1.8) рассчитываем требуемую мощность компенсирующих устройств:

=1886−4536·0,3=525 кВАр.

Таким образом, для снижения потерь электроэнергии в трансформаторах и линиях электропередачи целесообразно на стороне НН подстанции установить две высоковольтные конденсаторные установки УКРМ-10,5-300 [3], по одной установке на каждую секцию шин 10 кВ.

Суммарная величина нескомпенсированной реактивной мощности Q_неск, кВАр, потребляемой с шин 10 кВ подстанции после установки КУ:

Q_неск=Q_Σ− , (1.9)

здесь =2·300=600 кВАр – суммарная фактическая мощность КУ, устанавливаемых на подстанции;

Q_неск=1886−600=1286 кВАр.

Уточняем значение полной мощности, потребляемой подстанцией , с учётом проведенной компенсации реактивной мощности:

S'_Σ= ; (1.10)

S'_Σ = _.=4715 кВА.

Расчётная мощность трансформаторов, устанавливаемых на подстанции , определяется по её суммарной нагрузке с учётом КРМ

S_т.ном  , (1.11)

здесь S_т.ном и S_т.расч – номинальная и расчётная мощности трансформатора, кВА; К_з.опт=0,7 – оптимальный коэффициент загрузки трансформаторов при n_т=2;

=3368 кВА.

Следовательно, к установке на ПС принимаются два трансформатора ТМН–4000/35/10 [4].

Выбранные силовые трансформаторы необходимо проверить по коэффициентам загрузки в нормальном и послеаварийном режимах работы. Загрузка в нормальном режиме в соответствии с формулой (1.7):

=0,59.

Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме работы (при отключении одного из двух трансфоматоров) не должен превышать 1,5:

< 1,5; (1.12)

=1,18 < 1,5.

Таким образом, принятые к установке на подстанции трансформаторы ТМН–4000/35/10 будут загружены на допустимом уровне и в нормальном и послеаварийном режимах работы.

Данные по выбранным трансформаторам [5] сведены в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 – Данные трансформаторов

1.2 Выбор схем распределительных устройств

Электрическая схема подстанции определяет весь последующий ход проектирования или реконструкции электрической части подстанции. От схемы РУ зависят количество и тип электрооборудования, устанавливаемого на подстанции.

Основные требования, предъявляемые к электрическим схемам подстанций:

– обеспечение надёжного электроснабжения потребителей при высоких экономических показателях (малые капитальные вложения в сооружение подстанции и небольшие отчисления на амортизацию и обслуживание);

– простота в обслуживании.

При небольшом количестве присоединений на стороне ВН применяют упрощённые схемы, в которых обычно отсутствуют сборные шины, число выключателей уменьшенное.

Упрощенные схемы позволяют уменьшить расход электрооборудования, строительных материалов, снизить стоимость распределительного устройства, ускорить его монтаж.

В настоящее время к шинам открытого распределительного устройства 35 кВ, ранее имевшему шесть присоединений и выполненному с одной рабочей секционированной масляным выключателем системой шин, подключены только две питающие воздушные линии 35 кВ.

Следовательно, существующая схема электрических соединений на стороне высокого напряжения подстанции должна быть изменена на схему двух блоков линия–трансформатор с выключателями в цепях трансформаторов и неавтоматической ремонтной перемычкой со стороны линий [6], которая показана на рисунке 1.1.

В нормальном режиме работы Т1 подключен к линии W1Н через выключатель Q1Н, а Т2 – к линии W2Н через выключатель Q2Н (рисунок 1.1). Ремонтная перемычка из двух разъединителей QS3, QS4 отключена одним из них.

Рисунок 1.1 − Схема двух

блоков линия–трансформатор

При необходимости вывода в ремонт трансформатора или выключателя, ошиновки в цепи трансформатора на стороне 35 и 10 кВ предварительно вся нагрузка подстанции переводится на другой трансформатор. Например, при выводе в ремонт Т1 отключается вводной выключатель в цепи 10 кВ этого трансформатора и включается секционный выключатель 10 кВ или наоборот (последовательность операций определяется местными инструкциями по производству переключений). Затем отключается выключатель Q1Н со стороны высокого напряжения и отключается соответствующий разъединитель 35 кВ, а выключатель 10 кВ в цепи трансформатора Т1 выкатывается из ячейки в ремонтное положение.

При выводе в ремонт одной из линий 35 кВ для того, чтобы оставить на ПС в работе оба трансформатора, включается перемычка из разъединителей QS3, QS4. Таким образом, возможно питание трансформатора Т1 от линии W2Н и трансформатора Т2 от линии W1Н.

При коротком замыкании в трансформаторе релейной защитой отключаются выключатели 35 и 10 кВ, и после срабатывания АВР включается секционный выключатель 10 кВ, переводя нагрузку обесточенной секции на оставшийся в работе трансформатор.

Схема простая в обслуживании, недорогая и достаточно надежная для питания потребителей всех категорий.

Распределительное устройство 10 кВ на ПС в настоящее время имеет схему с одной секционированной системой шин, которая отвечает всем современным требованиями, предъявляемым к схемам РУ 6–10 кВ. Поэтому принципиально схема РУ НН на питающей подстанции 35/10 кВ не изменяется. Замене подлежит изношенное и устаревшее электрооборудование − маломасляные выключатели ВМП–10, разрядники РВО–10, измерительные трансформаторы тока и напряжения ТКС–12 и НТМИ–10.

На ПС кроме силовых трансформаторов и электрооборудования 10 кВ подлежит замене также всё электрооборудование 35 кВ – масляные выключатели: С–35М–630/10, разрядники РВС–35, трансформаторы тока и напряжения ТФЗМ–35–300/5А и ЗНОМ–35–65.

Первым шагом к выбору нового электрооборудования является расчёт токов короткого замыкания.

1.3 Расчет токов короткого замыкания

Расчёт токов короткого замыкания производится для выбора и проверки параметров электрооборудования, а также для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики.

Основная цель расчёта состоит в определении периодической составляющей тока короткого замыкания для наиболее тяжёлого режима электрической сети. Учёт апериодической составляющей производится приближённо, допуская при этом, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе.

Характеристики

Список файлов ВКР