ДП_Миненок (999221), страница 10

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

Текст из файла (страница 10)

, (1.35)

где I⁽²⁾_кз.К1 – ток 2-х фазного короткого замыкания в начале защищаемой линии при минимальном режиме работы системы.

, (1.36)

Остальные расчеты уставок защит приведены в таблице 1.16, 1.17.

Таблица 1.16 – Расчет уставок защит

Обозначение подстанции	Максимальная токовая защита						Токовая отсечка
	Кн	Ксз	Кв	Iсз	I(2)кmin	Кч	Кн	Iсз	I(2)кmin	Кч
Понижающие трансформаторы 35/10
п/ст «Н. Ургал»	1,15	1,5	0,85	1,35	2,22	1,64	1,3	1,4	3,09	2,3
Районные понижающие трансформаторы 10/0,4
ТП-1	1,15	1,5	0,85	5,86	1,37	2,35	1,3	1,4	35,6	2,6
ТП-2	1,15	-	0,85	1,599	3,69	2,31	1,3	1,4	4,04	2,9
КТП «ОРС»	1,15	-	0,85	2,34	4,45	1,9	1,3	4,5	11,7	2,6
ТП-16	1,15	-	0,85	1,534	5,56	3,62	1,3	1,5	4,46	2,9
ТП-17	1,15	-	0,85	2,34	7,43	3,18	1,3	7,4	17,8	2,4
ТП-26	1,15	-	0,85	0,586	2,51	4,27	1,3	2,5	5,73	2,3

1.7.5 Выбор и проверка силовых предохранителей

Силовые предохранители выбираем для установки на стороне напряжением 0,4 кВ. Предохранители устанавливаются для защиты проводов и кабелей от токов короткого замыкания. Наиболее простые и дешевые аппараты – плавкие предохранители, которые применяются для защиты электрических сетей. Плавкие предохранители, которые применяются для защиты электрических сетей. Плавкие предохранители состоят из легкоплавящихся металлических вставок, укрепленных в специальном корпусе. При токе нагрузки, превышающем ток, на который рассчитана плавкая вставка, они сильно нагреваются, а затем расплавляются, отключая перегруженный или поврежденный участок. Чем большее ток, расплавляющий данные плавкие вставки, тем меньше время ее плавления.

Выбор и проверка плавких предохранителей произведен в таблице 1.1724.

Таблица 1.17 – Выбор и проверка плавких предохранителей распределительной сети стационарных потребителей электроэнергии РЭС Ургал

Выбор предохранителей для всех точек сети обеспечивает селективность их действия. Это достигается подбором номинальных токов плавких вставок, включенных последовательно предохранителям.

2 РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

В БАЗОВОМ ПЕРИОДЕ

Выбор обоснованного перечня приоритетных мероприятий по снижению технических и коммерческих потерь электроэнергии невозможен без детального расчета структуры потерь, расчета фактических и допустимых небалансов электроэнергии по фидерам, центрам питания и электрической сети в целом, смотри рисунок 3.1.

Рисунок 2.1- Стуктура потерь электроэнегии

Так как технические и особенно коммерческие потери электроэнергии сосредоточены в основном в электрических сетях 0,38–110 кВ, наибольшее внимание должно быть уделено уточнению расчетов балансов и технических потерь в электрических сетях именно этого класса напряжения[12,13].

2.1 Выбор методики расчета электроэнергии

2.1.1 Структура технологических потерь

Технологические потери электроэнергии включают технические потери с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и потери, обусловленные погрешностью системы учета электроэнергии. Технические потери электроэнергии состоят из условно-постоянных и нагрузочных потерь и определяются, в соответствии с Методикой расчета нормативных технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде, являющейся приложением 1 к настоящему Порядку[12,13]. Условно-постоянные потери –часть технических потерь в электрических сетях, не зависящая от передаваемой мощности. Нагрузочные (переменные) потери – потери в линиях, силовых трансформаторах и токоограничивающих реакторах, зависящие от передаваемой нагрузки. Потери, обусловленные погрешностью системы учета, определяются в зависимости от погрешностей трансформаторов тока (далее – ТТ), трансформаторов напряжения (далее – ТН), счетчиков и соединительных проводов.

2.1.2 Методы расчета условно-постоянных потерь (не зависящих от нагрузки)

Условно-постоянные потери включают в себя:

• потери на холостой ход силовых трансформаторов (автотрансформаторов);

• потери на корону в воздушных линиях (далее – ВЛ) 110 кВ и выше;

• потери в компенсирующих устройствах (далее – КУ) (синхронных компенсаторах, батареях статических конденсаторов, статических тиристорных компенсаторов), шунтирующих реакторах (далее – ШР), соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанций (далее – СППС);

• потери в системе учета электроэнергии (ТТ, ТН, счетчиках и соединительных проводах);

• потери в вентильных разрядниках, ограничителях перенапряжения

• и в устройствах присоединений высокочастотной связи (далее - ВЧ связи);

• потери в изоляции кабелей;

• потери от токов утечки по изоляторам ВЛ;

• расход электроэнергии на собственные нужды (далее – СН) подстанций (далее - ПС) и на плавку гололеда.

Потери электроэнергии холостого хода (далее – ХХ) в силовом трансформаторе (автотрансформаторе) определяются на основе приведенных в паспортных данных оборудования потерь мощности холостого хода ΔP_х, по формуле:

, (2.1)

Пример расчета для ТП-21: на данной трансформаторной подстанции установлены два трансформатора типа ТМ-160/10, потери холостого хода по … составяют 0,7 кВт.

Потери электроэнергии холостого хода:

кВтч/км.

Аналогично по формуле (2.1) производим расчет для других подстанций. Результаты заносим в таблицу 2.1

Потери электроэнергии в соединительных проводах и сборных шинах распределительных устройств подстанции (СППС) находятся согласно [12] с учетом количества сборных шин.

(2.2)

Пример расчета для ТП-21:

Характеристики

Список файлов ВКР