ПЗ для нормоконтроля 8 (1236135), страница 9

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

Текст из файла (страница 9)

Трехфазные сухие трансформаторы с литой изоляцией без кожуха (ТСЛ) и с кожухом (ТСЛЗ) мощностью 50-1600 кВА и класса напряжения 10 кВ предназначены для преобразования электроэнергии у потребителей. Трансформаторы имеют высокую надежность, требуют минимальных затрат на обслуживание, экономичны и просты в эксплуатации. Трансформаторы не чувствительны к значительным колебаниям температуры и пожаробезопасны.

Таблица 4.2 - Характеристики трансформатора ОЛ – 1.25

Таблица 4.3 – Характеристики трансформаторов ТСЛ

4.7 Выбор способов повышения напряжения на шинах потребителей, получающих питание по ВЛ АБ, участка Известковая – Новый ургал.

4.7.1. Установка пункта автоматического регулирования напряжения.

Полное описание пунктов автоматического регулирования напряжения приведено в Приложении В

4.7.2. Изменение положения РПН и ПБВ трансформаторов питающих подстанций.

повышения уровня напряжения у потребителей, подключенных к ВЛ АБ, путем изменения положения анцапф понижающих трансформаторов наименее затратный способ. Однако, на сегодняшний день уровень напряжения на шинах 10 кВ подстанций Тырма, Кульдур, Новый Ургал равен 10,5 кВ это соответствует требованиям ТПЭ ЖД. Дальнейшее повышение уровня напряжения на шинах 10 кВ указанных подстанций невозможно.

4.7.3. Строительство второй ВЛ ПЭ.

Поскольку расстояние между питающими подстанциями составляет около 150 км наиболее эффективным способом повышения напряжения на шинах всех потребителей является строительство второй ВЛ ПЭ напряжением 35 кВ. Это также значительно повысит надежность схемы питания.

Однако, прокладка ВЛ ПЭ по существующим опорам без замены неизолированных проводов ВЛ АБ на провод СИП-3 не представляется возможным. Поскольку, монтаж провода СИП ВЛ ПЭ 35 кВ не возможен «в пучке», необходима установка траверс на опоры и арматуры. Также при повреждении одной опоры из строя выйдут обе ВЛ и монтаж новой ВЛ на физически изношенные опоры является нецелесообразным.

Наиболее приемлемым будет строительство, параллельно существующей, новой ВЛ ПЭ с пунктами питания 35/10 кВ на каждой из рассматриваемых станций между питающими подстанциями.

Обоснование строительства и разработка проекта новой ВЛ ПЭ 35 кВ выходит за рамки данной работы, поэтому ограничимся лишь рекомендациями.

5 РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ ПРИ ВНЕДРЕНИИ РЕКЛОУЗЕРОВ

5.1 Общий подход

В зависимости от выбранного варианта применения и назначения установки реклоузеров в сети иногда возникает необходимость в определении оптимальных мест их установки в линии. К данным случаям можно отнести повышение надежности электроснабжения потребителей путем установки реклоузеров. Для наиболее эффективного решения данной задачи необходимо определить критерии оптимизации.

С целью повышения надежности электроснабжения потребителей критерием оптимизации является минимизация показателей надежности при установке реклоузеров.

1. Суммарный недоотпуск электрической энергии за год . Данный показатель используется в случае необходимости обеспечения повышения надежности потребителей в целом фидера. Суммарный годовой недоотпуск в общем виде рассчитывается для сети по выражению:

(5.1)

где – суммарный недоотпуск электрической энергии за год (кВт·ч/год); – удельная частота повреждений ЛЭП (100 км в год^-1); Т – длительность восстановления (ч); L – длина участка ЛЭП (км); Sном – номинальная мощность трансформаторной подстанции потребителей (кВА); – коэффициент загрузки трансформатора.

2. Длительность и количество отключений потребителей ( , ). Данный показатель используются при необходимости адресного повышения надежности электроснабжения. Целью оптимизации является минимизация показателей в отношении конкретных потребителей.

Показатели рассчитываются в общем виде отдельно для каждого потребителя в границах одного участка между установленными реклоузерами по следующему выражению:

(5.2)

где – суммарное количество случаев отключения потребителя за год (1/год); – удельная частота повреждений ЛЭП (100 км в год^-1); L – длина ЛЭП или участка ЛЭП (км).

(5.3)

где – длительность отключений потребителей за год (ч/год); – длительность восстановления (ч).

5.2 Методика расчета показателей надежности

Минимизацию показателей надежности в случае различных вариантов установки реклоузеров необходимо сопоставлять с исходным вариантом сети. В качестве исходного варианта схемы сети можно принять традиционную модель ЛЭП 10 кВ с релейной защитой, выполненной на электромеханической базе, и однократным автоматическим повторным включением (далее – АПВ) на источнике питания, а также с разъединителями на линии с ручным приводом [16].

С целью выполнения расчетов показателей надежности требуется определять нижеприведенные исходные данные.

1. Наличие в сети автоматических пунктов секционирования – с целью коррекции базового варианта схемы сети;

2. Наличие АПВ – с целью определения величины влияния установки реклоузеров на количество возникающих отключений ЛЭП.

3. Удельная частота повреждений ЛЭП за год – количество отключений ЛЭП, на которой предполагается установка РВА/TEL отнесенная к 100 км.

4. Средняя длительность восстановления электроснабжения – это среднее время, требуемое для восстановления электроснабжения потребителей при каждом повреждении;

5. Среднее значение коэффициентов загрузки подстанций потребителей, а также значения нагрузок потребителей.

6. Протяженность рассматриваемых ЛЭП и ответвлений от них.

Выражения 5.1 - 5.3 показывают прямую зависимость количества и длительности отключений, а так же недоотпуска электроэнергии от следующих факторов:

– – удельная частота повреждений ЛЭП за год, 100 км^-1;

Характеристики

Список файлов ВКР