Пояснительная записка (1232653), страница 3

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

Текст из файла (страница 3)

В нормальном режиме все элементы схемы находятся в работе, ПС обеспечивает передачу всей получаемой мощности в систему (за вычетом расходов на СН) и полное электроснабжение потребителей.

Ремонтная схема при которой один из элементов схемы отключен для проведения ремонта исключает ограничение транзитов мощности, электроснабжения потребителей, запирание генерирующей мощности.

1. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ. БАЛАНСЫ И РЕЖИМЫ

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) выполнен в соответствии руководящими указаниями по расчету токов короткого замыкания к выбору электрооборудования [10].

Расчет произведен в целях проверки соответствия основного оборудования 110 кВ и 6 кВ расчетным токам КЗ.

Расчет токов КЗ на шинах 35 и 6 кВ ПС 110 кВ ГВФ произведен исходя из значения тока трехфазного КЗ в максимальном режиме на шинах 110 кВ ПС ГВФ на 2020 г. Данные по токам короткого замыкания предоставлены ОАО «ДРСК»

Расчетные схемы сети и схемы замещения представлены на рисунке ( 4.1.).

Рисунок 4.1 — Расчетные схемы сети и схемы замещения

Воспользуемся приближенной методикой расчета [11] для определения токов короткого замыкания (КЗ) и заменим действительные коэффициенты трансформации и номинальные напряжения элементов схемы замещения средними номинальными напряжениями.

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

(4.1)

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

Ударный ток в точке короткого замыкания определяется по формуле, кА:

(4.2)

Начальное действующее значение периодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания , А, рассчитывается по формуле, кА:

(4.3)

где – напряжение ступени, кВ; Х – приведенное значение индуктивного сопротивления к ступени напряжения .

Приведенное к базовому напряжению сопротивление двухобмоточного трансформатора считается по формуле (4.4.):

(4.4)

где – среднее номинальное напряжение, кВ, – номинальная мощность трансформатора, МВА.

Результаты расчетов токов трехфазного и однофазного КЗ на 2020 г, на шинах ПС ГВФ сведены в таблицу (4.1.).

Таблица 4.1 – Значение токов трехфазного и однофазного КЗ на 2020г

Максимальные значения токов КЗ наблюдаются при работе силового трансформатора 3Т, выбор и проверка установленного оборудования производится по полученным значениям в данном режиме.

Устанавливаемое оборудование проверено по условиям электродинамической и термической стойкости действию токов КЗ и удовлетворяют этим условиям. В целях повышения термической стойкости необходимо заменить трансформаторы тока в ячейках 6 кВ № 9, 17, 27, 33, 39.

Минимальный первичный ток трансформаторов тока 6 кВ при времени действия тока КЗ, равного 1,5 сек., составляет 150 А.

Минимальное сечение жил отходящих кабельных линий 6 кВ, исходя из условия термической устойчивости при КЗ, составляет для алюминиевых жил 185 мм² (для медных жил 95 мм²).

4.1 Расчет электрических режимов

Расчет режима выполнен с использованием программного комплекса «RASTR Win» (студенческая лицензия).

Результаты расчета электрических режимов при нормальной схеме работы и питании одновременно со стороны ТЭЦ 3 и ПС 220 кВ РЦ представлены на рисунке (4.2.).

Транзит электроэнергии через ПС 110 кВ ГВФ отсутствует. Токовая загрузка линий не превышает допустимую. Уровни напряжения в допустимых пределах.

Результаты расчета при переводе нагрузки на одну питающую линию приведены на рисунке (4.3.).

Токовая загрузка линии не превышает допустимую. Уровни напряжения находятся в допустимых пределах.

Для определения максимальных рабочих токов линий С-45, С-46 и секционного выключателя были проверены режимы при включении транзита электроэнергии через ПС 110 кВ ГВФ.

Максимальный ток получен при наложении отключения автотрансформатора и секции шин 110 кВ ТЭЦ-3. Результаты расчета приведены на рисунке (4.4.). Токовая нагрузка линий не превышает допустимую.

Рисунок 4.2 - Расчет электрических режимов при нормальной схеме работы и питании одновременно со стороны ТЭЦ 3 и ПС 220 кВ РЦ

Рисунок 4.3 – Расчет электрических режимов при переводе нагрузки на одну питающую линию

Рисунок 4.4 - Расчет электрических режимов при включении транзита электроэнергии через ПС 110 кВ ГВФ

Для подтверждения выбора подключения третьего силового трансформатора проведены расчеты электрических режимов на расчетной модели с учетом схем замещения трансформаторов ПС 110 кВ «ГВФ» и распределения нагрузки по секциям шин 6 кВ и 35 кВ.

Результаты расчета при нормальном режиме работы приведены на рисунке (4.5.).

Рисунок 4.5 - Распределение мощности по обмоткам трансформаторов ПС 110 кВ ГВФ. Нормальный режим работы

При отключении устанавливаемого трансформатора T3 секции шин 3 и 4 соединяются шинными переходами соответственно с секциями шин 1 и 2.

Результаты расчета приведены на рисунке (4.6.). Нагрузка трансформатора питающего присоединенную к шинам 35 кВ сеть в этом случае составляет 101%. Так как в доаварийном режиме нагрузка трансформатора составляла 79%, допустимое время работы при температуре охлаждающей среды 30⁰С составляет более 24 часов (см. ГОСТ 14209-85, Таблица 13). При переводе прилегающей сети 35 кВ на питание от ПС 110/35/6 кВ «Горький» нагрузка трансформаторов на ПС «ГВФ» не превышает номинальную. Параметры электрических режимов в этом случае приведены на рисунке (4.7.).

Рисунок 4.6 - Распределение мощности по обмоткам трансформаторов ПС 110 кВ ГВФ. Отключение трансформатора Т3 с питанием районной сети 35 кВ

Рисунок 4.7 - Распределение мощности по обмоткам трансформаторов ПС 110 кВ ГВФ. Отключение трансформатора Т3 без питания районной сети 35 кВ

При отключении одного из существующих трансформаторов Т1 или Т2 секции шин 1 и 2 соединяются существующим секционным выключателем. Результаты расчета электрических режимов в случае отключения выключателя Т1 приведены на рисунке ( 4.8.).

Рисунок 4.8 – Распределение мощности по обмоткам трансформаторов ПС 110 кВ ГВФ. Отключение трансформатора Т1

5. РАСЧЕТ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОДСТАНЦИИ

5.1 Собственные нужды

В качестве источника собственных нужд подстанции используются два существующих трансформатора собственных нужд (ТСН-1 и ТСН-2) типа ТМ-250/6 напряжением 6/0,4 кВ.

В рамках реконструкции ПС предусмотрен перенос существующих трансформаторов собственных нужд, дугогасящих катушек и трансформаторов дугогасящих катушек на новое свободное место.

Щит собственных нужд (ЩСН) состоит из шести панелей. Вводные панели, панель секционных связей типа ПСН-100, а панели отходящих линий — типа ПСН-1100.

Защита цепей питания потребителей выполнена с помощью автоматических выключателей.

Расчет собственных нужд ПС ГВФ представлен в таблице (5.1.).

5.2 Основные решения

Проектом предусматривается реконструкция панелей ЩСН.

В объем реконструкции панели входят демонтаж автоматического выключателя типа А3124 и установка в его отсек модульных автоматических выключателей типа iС60Н для следующих потребителей:

• питание устанавливаемого ЗВУ;

• обогрев, освещение и вентиляция 3 c.ш. проектируемого КРУ 6 кВ;

• питание двигателей приводов разъединителей 110 кВ;

• питание электродвигателей заводки пружин выключателей 110 кВ.

Таблица 5.1. – Результаты расчета собственных нужд понизительной подстанции

Продолжение таблицы 5.1.

Наименование приемника	Кол-во ЭП	Установленная мощность		КПД	Коэффициент реактивной мощности		Расчетная нагрузка на трансформатор
		Одного ЭП	Общая мощность				Зима				Лето
							К-т спроса	Активная мощность	Реактивная мощность	Полная мощность	К-т спроса	Активная мощность	Реактивная мощность	Полная мощность
	шт	,кВт	,кВт	η				Р,кВт	Q,кВАр	S,кВА		Р,кВт	Q,кВАр	S,кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
7. Основной подогрев привода выкл.ВГБ- 35	3	0,85	0,9	1	1	0	1	0,90	0,00	0,90	0	0,00	0,00	0,00
8.Постоянный обогрев приводаПД–14	12	0,025	0,3	0,85	0,85	0,62	1	0,35	0,22	0,42	0,85	0,30	0,19	0,35
9.Автоматический обогрев приводаПД–14	12	0,20	2,4	1	1	0	1	2,40	0,00	2,40	0	0,00	0,00	0,00
10.Электродвигатель привода ПД–14	12	0,25	0,3	1	1	0	0,2	0,06	0,00	0,06	0,2	0,06	0,00	0,06
11.Обогрев КРУН	23	1,00	23,00	1	1	0	1	1,00	0,00	1,00	0	0,00	0,00	0,00
12.Обогрев отсеков КРУ 6 кВ	23	0,20	4,60	1	1	0	1	0,20	0,00	0,20	0	0,00	0,00	0,00
13. Обогрев шкафов КРУ 6 кВ	4	0,50	2,00	1	1	0	1	0,50	0,00	0,50	0	0,00	0,00	0,00

Характеристики

Список файлов ВКР