ЗП Сиголаев А.Ю. (1232572), страница 3

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

Текст из файла (страница 3)

КРУ-10 кВ предоставляет собой одну систему сборных шин, разделенную на две секции 10 кВ, 1 секция подключена от ввода 10 кВ трансформатора Т1, 2 секция от ввода 10 кВ трансформатора Т2.

Ячейки КРУ-10 кВ скомплектованы маломаслеными выключателями с подвесными приводами ВМПЭ-10, трансформаторами тока типа ТПОЛ-10, ТПЛ-10, ТОЛ-10-i-II.

Секционирование сборных шин I и II секции 10 кВ выполнено двумя шкафами КРУ – шкафом с выключателем и шкафом с разъединяющими контактами (разъединителем). На секциях 10 кВ установлены измерительные трансформаторы напряжения типа ЗНОМ-35.

Для защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений, применяются ограничители перенапряжений типа ОПНп-35/550/40,5 и разрядники вентильные РВС-35.

Сводный перечень основного оборудования установленного на ПС 35 кВ «Эгге» представлен в таблице 1.4.

Таблица 1.4 - Сводный перечень основного оборудования на ПС 35 кВ «Эгге»

2 ВЫБОР И ПРОВЕРКА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ

2.1 Проверка силовых трансформаторов

В настоящее время на ПС установлено два силовых масляных трансформатора марки ТДНС-10000/35. Произведем проверку данных силовых трансформаторов по нагрузке.

Согласно п. 35 [1] «Норм технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ» число трансформаторов, устанавливаемых на ПС, принимается, как правило, два. Они подключаются к разным секциям (системам) шин. В связи с эти примем на подстанции количество трансформаторов равное 2 (два).

Номинальная мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной ПС, как правило, определяется аварийным режимом работы ПС: 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 [2].

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_нв условиях его пе­регрузки должен быть не более 0,75.

Коэффициент заполнения графика нагрузки определяется сле­дующим от­ношением (2.2):

(2.2)

где Р_с – среднесуточная мощность потребителей, кВт.

Так как k_I-II меньше 1, а k_пер больше 1, то их отношение kравно 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.

При двухобмоточных трансформаторах с первичным напряжением 35 кВ и вторичными 10 кВ суммарная максимальная нагрузка первичной обмотки определяется по формуле (2.3):

S_max = S_max(10) , (2.3)

где S_max(10) – максимальная мощность на шинах 10 кВ.

Данные о суточных графиках нагрузки в дни контрольных замеров представлены в таблице 1.2 и 1.3.

Максимум полной мощности нагрузки наблюдается на зимнем графике и составляет 1,88 МВА. Тогда по формуле (2.3) определим мощность понижающего трансформатора, зная что S_max(10) = 1,88 МВА.

По графикам нагрузки необходимо дополнительно учесть резерв мощности трансформаторов на перспективу. Примерно увеличиваем прогнозируемое потребление электроэнергии в размере 10%.

Число и мощность трансформаторов следует выбирать исходя из технико-экономических расчетов и нормативных требований по резервированию, согласно которым на тяговых подстанциях следует предусматривать по два главных понижающих трансформатора. Мощность понизительного трансформатора рекомендуется определять исходя из условий аварийного режима из 3], кВ·А.

, (2.4)

где S_max – суммарная максимальная нагрузка первичной обмотки трансформатора, МВА; k_ав – коэффициент допустимой перегрузки трансформатора равен 1,4; n – количество трансформаторов равно 2.

, (2.5)

где S_max.т – максимальная мощность нагрузки трансформатора, МВА; 1,1 ­­– коэффициент увеличения мощности в перспективе; – коэффициент разновременности максимальных нагрузок потребителей.

Принимаем =0,97.

Таким образом, силовые трансформаторы ТДНС-10000/35, в настоящий момент установленные на ПС удовлетворяют подключенной нагрузке и их замена не требуется.

2.2 Расчет токов короткого замыкания на шинах ПС 35 кВ «Эгге»

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) выполнен в соответствии с РД 153-34.0-20.257-98 «Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания к выбору электрооборудования» [4] и [5].

Расчет произведен в целях проверки соответствия основного оборудования распределительных устройств 35 кВ и 10 кВ расчетным токам КЗ, для данного вида работ применяется расчет для средних значений без учета регулирования.

Расчет токов КЗ на шинах 35 и 10 кВ ПС 35 кВ «Эгге» произведен исходя из значения тока трехфазного КЗ в максимальном режиме на шинах 35 кВ.

В постоянной работе всегда находится только один трансформатор. Второй трансформатор всегда находится в холодном резерве. Таким образом в расчете токов КЗ участвует только один трансформатор.

К шинам 35 кВ подключена ЛЭП протяженностью 2,20 км соединяющая ПС «Эгге» и строительную площадку новой ТЭЦ в г. Советская Гавань.

Расчетная схема сети и схема замещения на 2020 г представлена на рисунке 2.9.

Рисунок 2.9 – Схема расчетная и схема замещений для расчета токов.

2.2.1 Расчет токов короткого замыкания в точке К1

Воспользуемся приближенной методикой рассчета [2] для определения токов короткого замыкания (КЗ) и заменим действительные коэффициентытрансформации и номинальные напряжения элементов схемы замещения средними номинальными напряжениями. Ступень 35 кВ соответствует напряжению 37 кВ, ступень 10 кВ напряжению 10,5 кВ.

За базовую ступень напряжения выберем ступень .

Вычислим сопротивление по заданному току при индуктивном сопротивлении от места подключения энергосистемы до точки КЗ :

(2.6)

где – среднее напряжение на шинах энергосистемы; – заданный ток к.з., приведенный к напряжению .

Таким образом:

.

Приведенное к напряжению шин 110 кВ индуктивное сопротивление системы бесконечной мощности:

(2.7)

где – базовое напряжение выбранной ступени, кВ; – среднее номинальное напряжение на шинах 110 кВ, кВ.

.

Ударный ток в точке К1 определяется по формуле, кА:

(2.8)

где – ударный коэффициент, для источника бесконечной мощности (в сетях кВ) [6].

Вычислим формулу (2.8):

2.2.2 Расчет токов короткого замыкания в точке К2

Паспортные характеристики трансформатора указаны в таблице 2.1

Таблица 2.1 - Каталожные данные трансформатора ТДНС-10000/35

Напряжение короткого замыкания, , соответствует сопротивлению двухобмоточного трансформатора в относительных единицах при номинальных условиях, т.е. . Активное сопротивление трансформатора сравнительно невелико, поэтому принимают [5]. Тогда:

Ом.

Приведенное сопротивление трансформатора к базовому напряжению:

Характеристики

Список файлов ВКР