подстанция Киевцев ГВФ Новый Нормоконтроль2 исп (1232666), страница 2
Текст из файла (страница 2)
Таблица 2.1 – Паспортные данные трансформатора ТДН-25000/110У(УХЛ)1
| Тип | Ном. мощ–ть, кВА | Пред. регулирования, % | Uном обмоток, кВ | uк, % | ΔPкз,кВт | ΔPхх,кВт | Iхх, % | ||
| ВН | СН | НН | |||||||
| ТДН-25000/ 110 У(УХЛ)1 | 25000 | РПН ±16% ±9% | 115 | - | 6,6 | 10,5 | 120 | 25 | 0,65 |
После выбора трансформатора необходимо проверить его по коэффициенту загрузки, который определяется по формуле:
, (2.2)
где 
– номинальная мощность трансформатора, МВА.
Трансформатор (группа трансформаторов) считается выбранным верно, если выполняется условие:
, (2.3)
где 
– максимальный коэффициент загрузки трансформатора, который равен 1,4; 
– минимальный коэффициент загрузки трансформатора, который следует принять при преобладании нагрузок I категории для двухтрансформаторных подстанций равным 0,65÷0,7.
Произведем проверку выбранного трансформатора:
;
.
Условие выполняется, значит, мощность трансформатора выбрана верно.
3 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
Определение суммарной расчетной мощности приемников собственных нужд производится с учетом коэффициента спроса, который учитывает использование установленной мощности и одновременности их работы.
Расчетная максимальная нагрузка собственных нужд подстанции определяется суммированием установленной мощности отдельных приемников, умноженной на коэффициент спроса.
Расчетная мощность одного приемника определяется по формулам:
; (3.1)
; (3.2)
, (3.3)
где 
– максимальная расчетная нагрузка собственных нужд; 
– коэффициент спроса данной характерной группы приемников, принимаемый по справочным материалам; 
– соответствует характерному для данной группы приемников 
, определяемому по справочным материалам.
Номинальная мощность трансформатора выбирается из условия:
, (3.4)
Расчет нагрузок собственных нужд представлен в Приложении А, таблица А.1
В качестве источника собственных нужд подстанции используют два существующих трансформатора собственных нужд (ТСН-1 и ТСН-2) типа ТМ-250/6 напряжением 6/0,4 кВ.
Расчетная мощность трансформатора СН для ПС без дежурства
= 213,3 кВА. Существующий трансформатор мощностью 250 кВА обеспечивает нагрузку собственных нужд подстанции и замена его не требуется.
Таблица 3.1 – Паспортные данные трансформатора СН
| Номинальная мощнось, кВА | Потери хх, кВт | Потери кз, кВт | Напряжение кз, % | Ток хх, % | Ном. напряжение, кВ | |
| ВН | НН | |||||
| 250 | 0,82 | 3,70 | 4,5 | 2,3 | 6 | 0,4 |
4 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
4.1 Расчет токов короткого замыкания на шинах 110, 35 и 6кВ
Расчет токов короткого замыкания (КЗ)выполнен в соответствии с руководящими указаниями РД 153-34.0-20.527-98[1].Расчет произведен в целях проверки соответствия основного оборудования 110 кВ и 6 кВ расчетным токам КЗ.
Расчет токов КЗ на шинах 35 кВ и 6 кВ ПС 110 кВ ГВФ произведен исходя из значения тока трехфазного КЗ в максимальном режиме на шинах 110кВ ПС ГВФ на 2020г.
Для того чтобы определить расчетный ток КЗ с целью выбора или проверки электрических аппаратов и проводников по условиям короткого замыкания, необходимо предварительно выбрать расчетную схему электроустановки.
Расчетная схема представлена на рисунке4.1.
Рисунок 4.1 – Расчетная схема для определения токов КЗ
Составляем схему замещения и определяем ее параметры.
Рисунок 4.2 – Схема замещения для определения токов КЗ
При проведении расчета учитывались сопротивления обмоток трансформатора, которые определяются по формуле:
(4.1)
где 
- напряжение короткого замыкания обмотки трансформатора, %;
- среднее напряжение на стороне ВН, кВ; 
- номинальная мощность трансформатора, МВА.
Результаты расчетов токов трехфазного и однофазного КЗ на 2020г, на шинах ПС ГВФ сведены в таблицу 4.1.
Таблица 4.1 – Значения токов трехфазного и однофазного КЗ на 2020г.
| Точка КЗ | Ток трехфазного КЗ | Ток однофазного КЗ | |
|
|
|
| |
| Шины 110 кВ | 18,0 | 45,821 | 16,5 |
| Шины 35 кВ | 3,348 | 8,523 | - |
| 1(2) с.ш. 6кВ | 11,697 | 29,774 | - |
| 3(4) с.ш. 6кВ | 13,502 | 34,370 | - |
, кА
, кАМаксимальные 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 , равно 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 мм
( для медных жил 95 мм ).
5 ВЫБОР И ПРОВЕРКА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Выбор и проверка оборудования на ПС 110 кВГВФ произведены на основании результатов расчетов электроэнергетических режимов в сети прилегающей к ПС 110 кВ ГВФ на 2020 год.
Согласно СТО 56947007-29.240.10.028-2009, оборудование подстанции выбрано по номинальному напряжению, максимальному длительному току присоединений, по отключающей способности и стойкости к токам короткого замыкания, при работе в нормальном режиме и режиме аварийных перегрузок.
6.1 Выбор и проверка выключателей
Выбор выключателей производится по следующим параметрам:
-
по номинальному напряжению
; (5.1.)
-
по номинальному току
, (5.2.)
где 
- наибольший рабочий ток максимального режима.
-
по номинальному току отключения
, (5.3.)
где 
- значение периодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени.
Проверка выключателей производится по следующим параметрам:
-
коммутационной способности:
наибольший пик тока включения
; (5.4.)
ударный ток в точке КЗ
, (5.5.)
где 
- ударный коэффициент.
-
начальное действующее значение периодической составляющей тока включения
; (5.6.)
-
возможность отключения полного тока короткого замыкания
, (5.7.)
где 
- расчетное значение апериодической составляющей тока КЗ в момент времени 
:
, (5.8.)
где 
- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ; 
- наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения контактов
, (5.9.)
где 
- минимальное время срабатывания релейной защиты; 
- собственное время отключения выключателя.
Термическая стойкость:
, (5.10.)
где 
- предельный ток термической стойкости; 
- длительность протекания тока термической стойкости; 
- тепловой импульс по расчету
, (6.11.)
Выбор выключателей приведен в таблице 5.1.
Таблица 5.1 – Выбор и проверка выключателей
| Наименование ячейки | Паспортные данные | Тип выключателя | Расчетные данные | ||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
| ||||
| кВ | А | кА | кА | кА | кА2c | кВ | А | кА | кА | кА | кА2c | ||||
| Ввод 110 кВ 1Т,2Т,3Т | 110 | 2500 | 40 | 102 | 56,5 | 4800 | ВЭБ-110П40/2500 УХЛ1 | 110 | 176 | 18 | 45,8 | 30,8 | 682 | ||
| Ввод 6 кВ | 6 | 3150 | 31,5 | 80 | 44,5 | 2976,7 | ВВУ-СЭЩ-Э-10-31,5/3150 У2 | 6 | 3062 | 13,5 | 34,3 | 23,9 | 473 | ||
| СВ 6 кВ | 6 | 1600 | 31,5 | 80 | 44,5 | 2976,7 | ВВУ-СЭЩ-Э3-10-31,5/1600 У2 | 6 | 1500 | 13,5 | 34,3 | 23,9 | 382 | ||
| Линия 6 кВ яч. 64,76 | 6 | 1000 | 20 | 52 | 28,2 | 1200 | ВВУ-СЭЩ-Э3-10-20/1000 У2 | 6 | 131 | 13,5 | 34,3 | 23,9 | 200 | ||
| Линия 6 кВ яч. 54,66 | 6 | 1000 | 20 | 52 | 28,2 | 1200 | ВВУ-СЭЩ-Э3-10-20/1000 У2 | 6 | 200 | 13,5 | 34,3 | 23,9 | 200 | ||
| Линия 6 кВ яч. 60,62,68,70 | 6 | 1000 | 20 | 52 | 28,2 | 1200 | ВВУ-СЭЩ-Э3-10-20/1000 У2 | 6 | 300 | 13,5 | 34,3 | 23,9 | 200 | ||
| Линия 6 кВ яч. 51,53,55,65,67, 69 | 6 | 1000 | 20 | 52 | 28,2 | 1200 | ВВУ-СЭЩ-Э3-10-20/1000 У2 | 6 | 347 | 13,5 | 34,3 | 23,9 | 200 | ||
| Линия 6 кВ яч. 57,59,61,63 | 6 | 1000 | 20 | 52 | 28,2 | 1200 | ВВУ-СЭЩ-Э3-10-20/1000 У2 | 6 | 400 | 13,5 | 34,3 | 23,9 | 200 | ||
| Линия 6 кВ яч. 58,72 | 6 | 1000 | 20 | 52 | 28,2 | 1200 | ВВУ-СЭЩ-Э3-10-20/1000 У2 | 6 | 600 | 13,5 | 34,3 | 23,9 | 200 | ||
5.2 Выбор и проверка разъединителей
Разъединители предназначены для включения и отключения под напряжением участков электрической цепи при отсутствии токов нагрузки, отключения при определенных условиях зарядных токов линии, токов холостого хода трансформаторов и небольших нагрузок, а также для обеспечения безопасности работ на отключенном участке путем создания видимых разрывов электрической цепи и заземления отключенных участков при помощи стационарных заземляющих ножей.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
