Поможем написать учебную работу
Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.

Предоплата всего

Подписываем
Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
2.1.Вступ
2.2.Характеристики мережевого району
2.2.1.Вибір можливих варіантів схем мережі
та обґрунтування найбільш оптимального
При створенні оптимального логічно прийнятного та конкурентно здатного електричної мережі необхідно дотримуватися нормативних вимог Правила улаштування електроустановок, Норм технологічного проектування підстанції напругою 35-750 кВ. Крім цього при проектуванні основних мереж електроенергетичних систем та їх експлуатації на сучасному етапі ставиться нова вимога, яка носить назву «Принцип №1».
Принцип №1- це забезпечення функціонування електроенергетичної системи без обмеження режиму навантаження при аварійному вимкнені найбільш завантаженого елемента електричної мережі даної електроенергетичної системи. Згідно завданням необхідно виконати проект електричної мережі проектуємої електроенергетичної системи. Проектуєма електрична мережа складається з трьох підстанцій і джерела живлення. Електропостачання споживачів від електричної системи має значні техніко-економічні переваги порівняно з електропостачанням безпосередньо від електричних станцій. Ці переваги проявляються в кращих економічних показниках, підвищені надійності та у неперервності електропостачання, зменшенні необхідного резерву, тощо. Порівняти переваги та недоліки різних схем вибираємо замкнуту електричну мережу, яка поєднує переваги інших схем.
2.2.2.Вибір конструкції та визначення
довжин ліній
На конструкцію ліній електропередачі впливають навантаження споживачів, відстані між об’єктами електричної мережі, умови проходження трас, наявність інфраструктури(залізних та шосейних доріг, підземних та надземних трубопроводів, природних перешкод у вигляді річок, густоти заселеності регіону), а також наявність електричних мереж у дану регіону та їх класи напруг.
По конструкції ліній електропередач можуть бути: кабельними і повітряними, одноколовими та двоколовими.
Повітряні лінії електропередач можуть бути на залізобетонних, металічних, дерев’яних або з різних металів опорах. Співставивши вимог до електричної мережі та порівняти переваги та недоліки різних конструкцій ліній електропередачі для проектуємої мережі приймаємо одноколові повітряні лінії електропередачі на залізобетонних проміжних опорах та металічних анкерних та анкерно-кутових опорах. На підставі відносного геометричного розташування об’єктів проектуємої мережі з врахуванням умовного масштабу та непрямолінійності траси спорудження ЛЕП виконуємо визначення реальних довжин ЛЕП між цими об’єктами:
(2.2.1)
де к=1,1-1,2 – коефіцієнт непрямолінійності траси
- довжина відрізка на плані завдання між двома об’єктами
– масштаб
2.2.3.Визначення орієнтованих величин потужності
по лініях проектуємої мережі
Для визначення перетоків потужності по лініях електропередачі замкнутою електричної мережі попередньо визначаємо навантаження підстанцій у максимальному та мінімальному режимах роботи. Навантаження підстанції виражаємо у комплексні формі:
(2.2.2)
де Р - сумарна активна потужність підстанції
(2.2.3)
Q – сумарна реактивна потужність підстанції
(2.2.4)
(2.2.5)
Визначення величин активної та реактивної потужності у режимі максимальних та мінімальних навантажень для кожної підстанції. Результати розрахунків приводимо у таблиці 2.2.1.
Таблиця 2.2.1
Навантаження |
Режим максимальних навантажень |
Режим мінімальних навантажень |
|||
, МВА |
МВА |
МВА |
МВА |
МВА |
|
Підстанція №1 |
49,66 |
||||
Підстанція №2 |
78,90 |
||||
Підстанція №3 |
35,16 |
2.2.4.Вибір потужності силових трансформаторів
на підстанціях
На підстанціях електричної мережі враховуючи категорійність споживачів установлюємо по два трансформатори. Потужність трансформаторів визначаємо за формулою:
(2.2.6)
а також із умови, що при виході з ладу одного із трансформаторів, інший повинен нести весь тягар навантаження підстанцій і не перевантажуватися при цьому більше ніж на 40%.
(2.2.7)
Підстанція 1
Із таблиці 6.10(2) вибираємо трансформатори типу ТДТН-40000/110
Підстанція 2
Із таблиці 6.10(2) вибираємо трансформатори типу АТДЦТН-63000/220/110
Підстанція 3
Із таблиці 6.10(2) вибираємо трансформатори типу ТДТН-25000/110
Каталожні та розрахункові дані вибраних трансформаторів зводимо в таблицю 2.2.2.
Таблиця 2.2.2
№ |
Тип трансформатора |
МВА |
, кВ |
, Ом |
, Ом |
межі регулювання |
||||||||
вн |
сн |
нн |
вн |
сн |
нн |
сн |
сн |
нн |
кВт |
квар |
% |
|||
1 |
ТДТН-40000/110 |
40 |
115 |
38,5 |
11 |
0,8 |
0,8 |
0,8 |
35,5 |
0 |
22,3 |
43 |
240 |
|
2 |
АТДЦТН-63000/220/110 |
63 |
230 |
121 |
11 |
1,4 |
1,4 |
2,8 |
104 |
0 |
195,6 |
45 |
315 |
|
3 |
ТДТН-25000/110 |
25 |
115 |
38,5 |
11 |
1,5 |
1,5 |
1,5 |
56,9 |
0 |
35,7 |
31 |
175 |
2.3.Електричний розрахунок заданої схеми електричної
мережі в режимах максимальних, мінімальних
навантажень
2.3.1.Визначення приведених потужностей підстанцій
Враховуючи категорійність споживачів на підстанціях електричної мережі передбачаємо паралельну роботу двох трансформаторів.
Підстанція 1:
Розрахункова схема заміщення трансформаторів на рис. 2.3.1
Складаємо баланс потужностей для трансформаторів в таблиці 2.3.1.
Таблиця 2.3.1
Назва ділянки |
Потужність і втрати потужності |
|
Активна, МВт |
Реактивна, Мвар |
|
1 |
2 |
3 |
Потужність що споживається з шин НН трансформатора, |
17 |
|
Втрати потужності в опорах обмоток НН трансформатора |
||
Потужність початку ланки обмотки НН трансформатора ; |
17+0,003=17,003 |
6,12+0,075=6,195 |
Потужність що споживається з шин СН трансформатора |
30 |
9,9 |
Втрати потужності в опорах обмоток СН трансформатора |
||
Потужність на початку ланки обмоток СН трансформатора ; |
30+0,008=30,008 |
9,9+0=9,9 |
Потужність кінця ланки обмоток ВН трансформатора |
17,003+30,008=47,011 |
6,195+9,9=16,095 |
Продовження таблиці 2.3.1
1 |
2 |
3 |
Втрати потужності в опорах обмоток ВН трансформатора
|
||
Потужність початку ланки обмоток ВН трансформатора |
47,011+0,02=47,03 |
16,095+0,91=17,01 |
Втрати потужності в провідностях трансформатора , |
||
Потужність що поступає в трансформатор з шин ВН підстанції |
47,03+0,086=47,12 |
17,01+0,48=17,49 |
Підстанція 2:
Розрахункова схема заміщення трансформаторів на рис. 2.3.2
Складаємо баланс потужностей для трансформаторів в таблиці 2.3.2.
Таблиця 2.3.2
Назва ділянки |
Потужність і втрати потужності |
|
Активна, МВт |
Реактивна, Мвар |
|
1 |
2 |
3 |
Потужність що споживається з шин НН трансформатора, |
20 |
|
Втрати потужності в опорах обмоток НН трансформатора |
||
Потужність початку ланки обмотки НН трансформатора |
20+0,01=20,01 |
7,2+0,91=8,11 |
Потужність що споживається з шин СН трансформатора |
56 |
14 |
Втрати потужності в опорах обмоток СН трансформатора |
||
Потужність на початку ланки обмоток СН трансформатора |
56+0,5=56,05 |
+0=14 |
Продовження таблиці 2.3.2
1 |
2 |
3 |
Потужність кінця ланки обмоток ВН трансформатора |
20,01+56,05=76,06 |
8,11+14=22,11 |
Втрати потужності в опорах обмоток ВН трансформатора |
||
Потужність початку ланки обмоток ВН трансформатора |
76,06+0,09=76,15 |
22,11+6,74=28,85 |
Втрати потужності в провідностях трансформатора |
||
Потужність що поступає в трансформатор з шин ВН підстанції |
76,15+0,09=76,24 |
28,85+0,63=29,48 |
Підстанція 3:
Розрахункова схема заміщення трансформаторів на рис. 2.3.3
Складаємо баланс потужностей для трансформаторів в таблиці 2.3.3.
Таблиця 2.3.3
Назва ділянки |
Потужність і втрати потужності |
|
Активна, МВт |
Реактивна, Мвар |
|
1 |
2 |
3 |
Потужність що споживається з шин НН трансформатора, |
11 |
|
Втрати потужності в опорах обмоток НН трансформатора |
||
Потужність початку ланки обмотки НН трансформатора |
11+0,002=11,002 |
3,19+0,048=3,328 |
Потужність що споживається з шин СН трансформатора |
23 |
5,75 |
Втрати потужності в опорах обмоток СН трансформатора |
||
Потужність на початку ланки обмоток СН трансформатора |
23+0,009=23,009 |
5,75+0=5,75 |
Продовження таблиці 2.3.3
1 |
2 |
3 |
Потужність кінця ланки обмоток ВН трансформатора |
11,002+23,009=34,011 |
3,238+5,75=8,988 |
Втрати потужності в опорах обмоток ВН трансформатора |
||
Потужність початку ланки обмоток ВН трансформатора |
34,011+0,019=34,03 |
8,988+0,739=9,73 |
Втрати потужності в провідностях трансформатора |
||
Потужність що поступає в трансформатор з шин ВН підстанції |
34,03+0,062=34,09 |
9,73+0,35=10,08 |
2.3.2.Вибір поперечного перерізу проводів та перевірка їх на
нагрівання струмами після аварійного режиму роботи
електричної мережі
Розрахункова схема електричної мережі на рис. 2.3.4
Перетворюємо кільцеву електричну мережу в мережу з двостороннім живленням, умовно розрізаючи її по джерелу живлення.
Схема приведена на рис. 2.3.5
Визначаємо потужності, які передаються по головних ділянках електричної мережі, умовно вважаючи, що лінії однорідні і виконані проводами одного поперечного перерізу.
(2.3.1)
(2.3.2)
Перевірка
(2.3.3)
(2.3.4)
На інших ділянках потужності визначаємо за першим законом Кірхгофа
Активні потужності
(2.3.5)
Реактивні потужності
(2.3.6)
Точка 2 є точкою потокорозділу активних потужностей та точка 2 є точкою потокорозділу реактивних потужностей.
Визначаємо струми, які протікають на окремих ділянках електричної мережі
(2.3.7)
вибираємо з таблиці 7.12
Лінія С-1 провід АС 240/32 з
Лінія 1-2 провід АС 240/32 з
Лінія 2-3 провід АС 240/32 з
Лінія С’-3 провід АС 240/32 з
Перевіряємо вибрані проводи з умови допустимого нагрівання струмами після аварійного режиму роботи електричної мережі. За аварійний режим приймаємо вихід з лади головних ділянок.
Схема на рисунку 2.3.4 та 2.3.5
Із таблиці 4.10(1) вибираємо провід за допустимими економічними струмовими інтервалами. вибираємо з таблиці 4.14.
Лінія С-1 провід АС 240/32 з
Лінія 1-2 провід АС 240/32 з
Лінія 2-3 провід АС 240/32 з
Лінія С’-3 провід АС 240/32 з
Проводи із умови допустимого нагрівання вибрані правильно.
Із таблиці 4.9(1) вибираємо параметри проводів і визначаємо параметри лінії за формулами:
(2.3.8)
(2.3.9)
(2.3.10)
Результати розрахунків заводимо в таблицю 2.3.4.
Таблиця 2.3.4
Назва ділянки |
Марка проводу |
Довжина лінії, км |
Параметри проводів |
Параметри лінії |
Втрати на корону |
||||
, Ом/км |
, Ом/км |
См/км |
R, Ом |
X, Ом |
, Мвар |
, МВт |
|||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
Лінія С-1 |
АС 240/32 |
69,6 |
0,121 |
0,435 |
0,026 |
8,42 |
30,28 |
0,044 |
0,16 |
Лінія 1-2 |
АС 240/32 |
64,8 |
0,121 |
0,435 |
0,026 |
7,84 |
28,19 |
0,041 |
0,15 |
Лінія 2-3 |
АС 240/32 |
45,6 |
0,121 |
0,435 |
0,026 |
5,52 |
19,84 |
0,029 |
0,11 |
Лінія С’-3 |
АС 240/32 |
76,8 |
0,121 |
0,435 |
0,026 |
9,29 |
33,41 |
0,048 |
0,18 |
(2.3.11)
2.3.3.Електричний розрахунок мережі в режимі
максимальних навантажень
Схема заміщення зображено на рис. 2.3.6
Розрахункові потужності підстанції визначаємо за формулою:
(2.3.12)
Розрахункова схема заміщення електричної мережі на рис.2.3.7.
Визначаємо потужності, які протікають на головних ділянках мережі з врахуванням параметрів схеми заміщення ліній.
(2.3.13)
(2.3.14)
де (2.3.15)
(2.3.16)
Аналогічно знаходимо:
Перевірка виконуємо за формулами (2.3.3) та (2.3.4):
На інших ділянках мережі потужності визначаємо за першим законом Кірхгофа за формулами (2.3.5) та (2.3.6).
Активні потужності:
Реактивні потужності:
Точка 2 є точкою потокорозділу активних та реактивних потужностей.
Складаємо баланс потужностей для мережі ідучи від точки потокорозділу в одну і другу сторону до джерела живлення.
Розрахунки проводимо у вигляді таблиці 2.3.5.
Таблиця 2.3.5
Назва ділянки |
Потужність і втрати потужності |
|
Активна, МВт |
Реактивна, Мвар |
|
1 |
2 |
3 |
Потужність початку лінії 1-2 |
29,38 |
|
Втрати потужності в ланці лінії 1-2 |
||
Потужність кінця ланки лінії 1-2 |
29,38+0,16=29,54 |
9,81+0,56= |
Розрахункова потужність підстанції 1 |
47,28 |
17,58 |
Потужність кінця ланки лінії С-1 |
29,54+47,28=76,82 |
10,37+17,58=27,95 |
Втрати потужності в ланці лінії С-1 |
||
Потужність початку ланки лінії С-1 |
76,82+1,16=77,98 |
27,95+4,18=32,13 |
Продовження таблиці 2.3.5
1 |
2 |
3 |
Ємнісна потужність ланки лінії С-1 |
- |
0,088 |
Втрати потужності на корону ланки лінії С-1 |
0,16 |
- |
Потужність, що споживається з шин джерела живлення лінії С-1 |
77,98+0,16=78,14 |
32,13+0,088=32,22 |
Потужність кінця ланки лінії 2-3 |
46,99 |
19,74 |
Втрати потужності в ланці лінії 2-3 |
||
Потужність початку ланки лінії 2-3 |
46,99+0,3=47,29 |
19,74+1,06=20,8 |
Розрахункова потужність підстанції 3 |
34,24 |
10,16 |
Потужність кінця ланки лінії С-3 |
81,53 |
30,96 |
Втрати потужності в ланці лінії С-3 |
||
Потужність початку ланки лінії С-3 |
81,53+1,46=82,99 |
30,96+5,25=36,21 |
Ємнісна потужність ланки лінії С-3 |
- |
0,096 |
Втрати потужності на корону ланки лінії С-3 |
0,18 |
- |
Потужність, що споживається з шин джерела живлення лінії С-3 |
82,99+0,18=83,17 |
36,21+0,096=36,31 |
2.3.4.Електричний розрахунок мережі в режимі
мінімальних навантажень
В режимі мінімальних навантажень залишаємо в роботі обидва трансформатори враховуючи категорійність споживачів.
Підстанція 1:
Розрахункова схема двох трансформаторів на рис.2.3.8
Складаємо баланс потужностей для трансформаторів в таблиці 2.3.6.
Таблиця 2.3.6
Назва ділянки |
Потужність і втрати потужності |
|
Активна, МВт |
Реактивна, Мвар |
|
1 |
2 |
3 |
Потужність що споживається з шин НН трансформатора, |
10 |
|
Втрати потужності в опорах обмоток НН трансформатора |
||
Потужність початку ланки обмотки НН трансформатора |
10+0,0009=10,0009 |
2,9+0,025=2,925 |
Потужність що споживається з шин СН трансформатора |
19 |
4,75 |
Втрати потужності в опорах обмоток СН трансформатора |
||
Потужність на початку ланки обмоток СН трансформатора |
19+0,003=19,003 |
4,75+0=4,75 |
Потужність кінця ланки обмоток ВН трансформатора |
10,0009+19,003=29,004 |
2,925+4,75=7,68 |
Втрати потужності в опорах обмоток ВН трансформатора |
||
Потужність початку ланки обмоток ВН трансформатора |
29,004+0,007=29,01 |
7,68+0,33=8,01 |
Втрати потужності в провідностях трансформатора |
||
Потужність, що поступає в трансформатор з шин ВН підстанції |
29,01+0,086=29,10 |
8,01+0,48=8,49 |
Підстанція 2:
Розрахункова схема двох трансформаторів на рис.2.3.9
Складаємо баланс потужностей для трансформаторів в таблиці 2.3.7.
Таблиця 2.3.7
Назва ділянки |
Потужність і втрати потужності |
|
Активна, МВт |
Реактивна, Мвар |
|
1 |
2 |
3 |
Потужність що споживається з шин НН трансформатора, |
11 |
3,19 |
Продовження таблиці 2.3.7.
1 |
2 |
3 |
Втрати потужності в опорах обмоток НН трансформатора |
||
Потужність початку ланки обмотки НН трансформатора |
11+0,004=11,004 |
3,19+0,27=3,46 |
Потужність що споживається з шин СН трансформатора |
32 |
9,28 |
Втрати потужності в опорах обмоток СН трансформатора |
||
Потужність на початку ланки обмоток СН трансформатора |
32+0,02=32,02 |
9,28+0=9,28 |
Потужність кінця ланки обмоток ВН трансформатора |
11,004+32,02=43,024 |
3,46+9,28=12,74 |
Втрати потужності в опорах обмоток ВН трансформатора |
||
Потужність початку ланки обмоток ВН трансформатора |
43,024+0,03=43,05 |
12,74+2,16=14,9 |
Втрати потужності в провідностях трансформатора |
||
Потужність, що поступає в трансформатор з шин ВН підстанції |
43,05+0,09=43,14 |
14,9+0,63=15,53 |
Підстанція 3:
Розрахункова схема двох трансформаторів на рис.2.3.10
Складаємо баланс потужностей для трансформаторів в таблиці 2.3.8.
Таблиця 2.3.8
Назва ділянки |
Потужність і втрати потужності |
|
Активна, МВт |
Реактивна, Мвар |
|
1 |
2 |
3 |
Потужність що споживається з шин НН трансформатора, |
7 |
1,75 |
Втрати потужності в опорах обмоток НН трансформатора |
Продовження таблиці 2.3.8
1 |
2 |
3 |
Потужність початку ланки обмотки НН трансформатора |
7+0,001=7,001 |
1,75+0,02=1,77 |
Потужність що споживається з шин СН трансформатора |
15 |
4,95 |
Втрати потужності в опорах обмоток СН трансформатора |
||
Потужність на початку ланки обмоток СН трансформатора |
15+0,004=15,004 |
4,95+0=4,95 |
Потужність кінця ланки обмоток ВН трансформатора |
7,001+15,004=22,005 |
1,77+4,95=6,72 |
Втрати потужності в опорах обмоток ВН трансформатора |
||
Потужність початку ланки обмоток ВН трансформатора |
22,005+0,008=22,01 |
6,72+0,31=7,03 |
Втрати потужності в провідностях трансформатора |
||
Потужність, що поступає в трансформатор з шин ВН підстанції |
22,01+0,062=22,07 |
7,03+0,35=7,38 |
Для електричного розрахунку мережі в режимі мінімальних навантажень, складаємо схему заміщення 2.3.11.
Розрахункові потужності підстанції визначаємо за формулою 2.3.12.
Розрахункова схема заміщення електричної мережі на рис.2.3.13.
Визначаємо потужності, які протікають на головних ділянках мережі з врахуванням параметрів схеми заміщення ліній за формулами (2.3.13) та (2.3.14).
і визначаємо за формулами (2.3.15) та (2.3.16)
Аналогічно знаходимо:
Перевірка виконуємо за формулами (2.3.3) та (2.3.4):
На інших ділянках мережі потужності визначаємо за першим законом Кірхгофа за формулами (2.3.5) та (2.3.6).
Активні потужності:
Реактивні потужності:
Точка 2 є точкою потокорозділу активних та реактивних потужностей.
Складаємо баланс потужностей для мережі ідучи від точки потокорозділу в одну і другу сторону до джерела живлення.
Розрахунки проводимо у вигляді таблиці 2.3.9.
Таблиця 2.3.9
Назва ділянки |
Потужність і втрати потужності |
|
Активна, МВт |
Реактивна, Мвар |
|
1 |
2 |
3 |
Потужність початку лінії 1-2 |
16,82 |
7,16 |
Продовження таблиці 2.3.9
1 |
2 |
3 |
Втрати потужності в ланці лінії 1-2 |
||
Потужність кінця ланки лінії 1-2 |
16,82+0,05=16,87 |
7,16+0,19= |
Розрахункова потужність підстанції 1 |
29,26 |
8,58 |
Потужність кінця ланки лінії С-1 |
16,87+29,26=46,13 |
7,35+8,58=15,93 |
Втрати потужності в ланці лінії С-1 |
||
Потужність початку ланки лінії С-1 |
46,13+0,41=46,54 |
15,93+1,49=17,42 |
Ємнісна потужність ланки лінії С-1 |
- |
0,088 |
Втрати потужності на корону ланки лінії С-1 |
0,16 |
- |
Потужність, що споживається з шин джерела живлення лінії С-1 |
46,54+0,16=46,70 |
17,42+0,088=17,51 |
Потужність кінця ланки лінії 2-3 |
26,45 |
8,44 |
Втрати потужності в ланці лінії 2-3 |
||
Потужність початку ланки лінії 2-3 |
26,45+0,09=26,54 |
8,44+0,32=8,76 |
Розрахункова потужність підстанції 3 |
22,22 |
7,46 |
Потужність кінця ланки лінії С-3 |
26,54+22,22=48,76 |
8,76+7,46=16,22 |
Втрати потужності в ланці лінії С-3 |
||
Потужність початку ланки лінії С-3 |
48,76+0,51=49,27 |
16,22+1,82=18,04 |
Ємнісна потужність ланки лінії С-3 |
- |
0,096 |
Втрати потужності на корону ланки лінії С-3 |
0,18 |
- |
Потужність, що споживається з шин джерела живлення лінії С-3 |
49,27+0,18=49,45 |
18,04+0,096=18,14 |
2.4.Визначення напруги на шинах заданої підстанції
Напруги на шинах ВН підстанцій визначають за формулами:
- максимальний режим:
(2.4.1)
(2.4.2)
(2.4.3)
- мінімальний режим:
(2.4.4)
(2.4.5)
(2.4.6)
2.4.1.Визначення напруги в режимі
максимальних навантажень
Підстанція 1:
2.4.2.Визначення напруги в режимі
мінімальних навантажень
Підстанція 1:
2.5.Вибір та обґрунтування головної схеми
електричних з’єднань підстанції
2.5.1.Вибір та обґрунтування схеми електричних
з’єднань РП низької напруги
Вибір та обґрунтування схеми електричних з’єднань РП низької напруги виконують з врахуванням: категорії споживачів електричної енергії по надійності електропостачання, кількості приєднань на стороні низької напруги, кількість трансформаторів на підстанції.
На стороні низької напруги (6-10-35 кВ) найширше поширення отримали такі схеми:
а) схема одна несекціонована система збірних шин, яка використовується на одно трансформаторних підстанціях для споживачів ІІІ. категорії по надійності електропостачання;
б) схема одна секціонована система збірних шин використовується на двотрансформаторних підстанціях і для споживачів ІІ-ІІІ. категорії, при кількості приєднань на секцію до 8;
в) дві системи збірних шин застосовується на двотрансформаторних підстанціях або на підстанціях з трансформаторами з розщепленими обмотками на низькі стороні при великі кількості приєднань.
Дані схеми є достатньо надійними, простими, зручними в експлуатації, економічними. Для цього завдання враховуючи наявність споживачів І, ІІ категорії на стороні низької напруги для підстанції №1 приймаємо схему одна секціонована збірних шин.
2.5.2.Вибір та обґрунтування схеми електричних
з’єднань РП середньої напруги
На стороні середньої напруги підстанції може використовуватись напруга в основному 110 і 35 кВ, при напрузі на високі стороні 220 кВ. На напрузі 35 кВ можуть використовуватися наступні схеми електричних з’єднань:
а) одна несекціонована система збірних шин. Використовується на одно трансформаторних підстанціях для споживачів ІІІ. категорії по надійності електропостачання;
б) одна секціонована система збірних шин використовується на двотрансформаторних підстанціях при наявності споживачів І-ІІ. категорії;
в) одна робоча одна обхідна система збірних шин. Використовується при наявності споживачів І,ІІ,ІІІ. категорії.
При напрузі 110 кВ на стороні СН можуть використовуватися наступні схеми електричних з’єднань:
а) одна робоча, одна обхідна система збірних шин. Використовується на одно та двотрансформаторних підстанціях, при невеликої кількості приєднань;
б) дві робочі, одна обхідна система збірних шин використовується на двотрансформаторних підстанціях при великі кількості приєднань;
в) схема чотирикутника використовується при кількості приєднань 4.
Для даного завдання на стороні середньої напруги для підстанції №1 на якій величина середньої напруги 35 кВ приймаємо наступну схему з’єднань одна секціонована збірних шин: схема мостика використовується на напрузі 110 кВ і вище при кількості приєднань 4. Схема проста, достатньо надійна в роботі, економічна.
2.5.3. Вибір та обґрунтування схеми електричних
з’єднань РП високої напруги
На стороні високої напруги підстанції в залежності від категорії споживачів по надійності електропостачання, кількості трансформаторів на підстанції(тупикова, прохідна, вузлова) приймають наступні схеми електричних з’єднань:
а) блок лінія трансформатор;
б) два блоки з неавтоматичною перемичкою з боку ліній;
в) мостик з вимикачем в перемитці і відокремлювачами у колах трансформаторів;
г) схема чотирикутника;
д) схема розширеного чотирикутника.
Дані схеми прості, достатньо надійні, володіють достатньо оперативно гнучкість(схеми в,г,д), економічні. Для даного завдання на високі стороні напругою 220 кВ приймаємо електричну схему з’єднання мостика, яка відповідає вимогами ПУЕ.
2.6.Вибір електричного обладнання
підстанції
Згідно завдання вибір електричних апаратів необхідно виконати у колі трансформатора на стороні НН(СН) заданої підстанції.
У колі трансформатора необхідно вибрати:
2.6.1.Вибір вимикачів та роз’єднувачів
Умови вибору та перевірки вимикачів високої напруги:
а) по напрузі установки
(2.6.1)
б) по тривало допустимому струмові
(2.6.2)
в) по здатність відключення симетричної складової повного струму К.З
(2.6.3)
аперіодичної складової повного струму К.З
(2.6.4)
або повного струму К.З
(2.6.5)
г) перевірка на електродинамічну стійкість
(2.6.6)
д) перевірка на електротермічну стійкість
(2.6.7)
Умови вибору та перевірки роз’єднувачів
а) по напрузі установки
б) по тривало-допустимому струмові
в) по конструкції і роду установки
г) перевірка електродинамічну стійкість
д) перевірка на електротермічну стійкість
Визначаємо величину струму навантаження у нормальному режимі роботи:
(2.6.8)
Визначаємо величину струму навантаження силового трансформатора у після аварійному режимі роботи:
(2.6.9)
На основі розрахунків, по таблиці 5.2(3) вибираємо вимикач високої напруги типу ВВЄ-10-31,5/1600УЗ, роз’єднувач типу РВРЗ-ІІІ-2-10/2000УЗ розрахункові та каталожні дані яких заносимо у таблицю 2.6.1.
Таблиця 2.6.1
Розрахункові дані |
Каталожні дані |
|
ВВЄ-10-31,5/1600УЗ |
РВРЗ-ІІІ-2-10/2000УЗ |
|
2.6.2.Вибір вимірювальних приладів
Згідно нормативних документів у колі силового трансформатора підстанції на стороні СН, НН можуть бути встановлені наступні вимірювальні прилади та прилади обліку електричної енергії: амперметри, вольтметри, ватметри, вар метри, лічильники активної енергії, лічильники реактивної енергії.
Приведені вимірювальні прилади встановлюються як у колі обмоток силового трансформатора так і у колах відхідних ліній. Ці прилади є вторинним навантаженням вимірювальних трансформаторів струму та напруги.
2.6.3.Вибір вимірювальних трансформаторів струму
Вимірювальні трансформатори струму - трансформатор, призначений для вимірювання великих струмів. Первинна обмотка трансформатора струму включається в ланцюг з вимірюваним змінним струмом, а у вторинну включаються вимірювальні прилади. Струм, що протікає по вторинній обмотці трансформатора струму, пропорційний струму, що протікає в його первинній обмотці.
Трансформатори струму широко використовуються для вимірювання електричного струму і в пристроях релейного захисту електроенергетичних систем, у зв'язку з чим на них накладаються високі вимоги по точності. Трансформатори струму забезпечують безпеку вимірювань, ізолюючи вимірювальні ланцюги від первинного ланцюга з високою напругою, часто складовим сотні кВ.
Умови вибору та перевірки вимірювальних трансформаторів струму:
а) по напрузі установки
(2.6.10)
б) по тривало допустимому струмові
(2.6.11)
в) по конструкції і класу точності
г) перевірка на електродинамічну стійкість
(2.6.12)
д) перевірка на електротермічну стійкість
(2.6.13)
е) по вторинному навантаженню
(2.6.14)
Вторинне навантаження вимірювального трансформатора струму проводимо у вигляді таблиці 2.6.2.
Таблиця 2.6.2
Прилади |
Тип |
Навантаження фази |
||
A |
B |
C |
||
Амперметр |
Д-365 |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
Ватметр |
Д-365 |
0,5 |
- |
0,5 |
Варметр |
Д-365 |
0,5 |
- |
0,5 |
Лічильник активної енергії реактивной |
ЦЕ6812 |
2,0 |
2,0 |
2,2 |
Всього |
3,5 |
2,5 |
3,7 |
Визначаємо опір приладів
(2.6.15)
Визначаємо допустимий опір проводів для підключення приладів
(2.6.16)
Визначаємо поперечний переріз проводів для підключення приладів
(2.6.17)
Приймаємо контрольний кабель марки КВГГ з поперечним перерізом 1,5 На основі розрахунків по таблиці 5.9 вибираємо вимірювальний трансформатор струму типу ТЛ10-І, розрахункові та каталожні дані якого заносимо у таблицю 2.6.4.
2.6.4.Вибір вимірювальних трансформаторів напруги
Вимірювальні трансформатори напруги - трансформатор, призначений для перетворення високої напруги в низке в ланцюгах РЗіА. Застосування трансформатора напруги дозволяє ізолювати логічні ланцюги захисту і ланцюга вимірювання від ланцюга високої напруги.
Умови вибору та перевірки вимірювальних трансформаторів напруги:
а) по напрузі установки
б) по конструкції і класу точності
в) по вторинному навантаженню
Вторинне навантаження вимірювального трансформатора напруги проводимо у вигляді таблиці 2.6.3.
Таблиця 2.6.3
Прилади |
Тип |
Потужність однієї обмотки, Вт |
К-ть обмоток |
К-ть приладів |
Загальна потужність S, ВА |
|
Вольтметр(збірні шини) |
Ввід 10 кВ від трансформатора |
Є-365 |
2 |
1 |
2 |
|
Ватметр |
Д-365 |
1,5 |
1,5 |
1 |
3 |
|
Варметр |
Д-365 |
1,5 |
1,5 |
1 |
3 |
|
Лічильник активної енергії реактивной |
ЦЕ6812 |
0,2 |
6,0 |
1 |
6,2 |
|
Лічильник активної енергії |
Лінія 10 кВ |
ЦЕ6812 |
0,2 |
6,0 |
4 |
24,8 |
Всього |
39 |
Визначаємо величину вторинного навантаження вимірювального трансформатора напруги:
На основі розрахунків по таблиці 5.13 вибираємо вимірювальний трансформатор напруги типу ЗНОП06-10УЗ у якого у класі точності 0,5. Розрахункові та каталожні дані вибраних трансформаторів напруги заносимо у таблицю 2.6.4.
Таблиця 2.6.4
Розрахункові дані |
Каталожні дані |
|
ТЛ10-І |
ЗНОП06-10УЗ |
|
- |
||
- |
||
- |
||
- |
||
2.6.5.Вибір розрядників
Для захисту від атмосферних і короткочасних внутріщних перенапруг ізоляції електроустаткування підстанції встановлюємо розрядники.
На стороні ВН з таблиці 5.19 вибираємо розрядник типу РВМГ-110МУ1
На стороні НН з таблиці 5.19 вибираємо розрядник типу РВРД-10У1
В нейтраль силового трансформатора вибираємо розрядник типу РВМ-35У1
2.7.Вибір трансформаторів власних потреб
підстанції
Склад споживачів власних потреб підстанції залежить від типу підстанції
(тупикова, похідна, вузлова), потужності та кількості трансформаторів, наявності синхронних компенсаторів, типу електроустаткування.
Найменша кількість споживачів власних потреб на підстанціях виконаних по спрощених схемах без синхронних компенсаторів, без постійного чергування. На підстанціях з повітряними вимикачами додатковими споживачами є компресорні установки, а при оперативному постійному струмі зарядний і під зарядний агрегати. При установці синхронних компенсаторів необхідно механізми змащування їх підшипників помпи системи охолодження системних компенсаторів.
Найбільш відповідальними споживачами власних потреб підстанцій є оперативні кола, система зв’язку телемеханіки, система охолодження трансформаторів і синхронних компенсаторів, аварійне освітлення, система пожежо гасіння, електроприймачі компресорної.
Потужність споживачів власних потреб невелика, тому вони отримують живлення від мережі 380/220 В, яка отримує живлення від окремих понижуючих трансформаторів власних потреб.
Потужність власних потреб вибирається по навантаження власних потреб з врахуванням коефіцієнтів завантаження і одночасності. При цьому окремо враховується літнє і зимове навантаження, а також навантаження у період ремонтних робіт.
Величину розрахункової потужності споживачі власних потреб визначають:
(2.7.1)
де - коефіцієнт попиту, що враховує коефіцієнт одночасності і коефіцієнт завантаження. Для навчальних розрахунків .
Номінальна потужність трансформаторів власних потреб визначається:
а) для підстанції з одним трансформатором власних потреб:
(2.7.2)
б) для підстанції з двома трансформаторами власних потреб:
(2.7.3)
де - коефіцієнт допустимого аварійного перевантаження
в) для підстанції з числа трансформаторів власних потреб більше двох:
(2.7.4)
де n- кількість трансформаторів власних потреб.
Гранична потужність кожного трансформатора власних потреб повинна бути не більше 630 кВА. Кількість трансформаторів власних потреб на підстанціях:
а) один трансформатор власних потреб установлюється на одно трансформаторних підстанціях 35-220 кВ з постійним оперативним струмом без синхронних компенсаторів і повітряних вимикачів, з силовими трансформаторів типу ТМ.
б) два трансформаторів власних потреб установлюють на всіх двох трансформаторних підстанціях 35-750 кВ.
Якщо перелік споживачів власних потреб підстанції не відомий, тоді для підстанції тупикових приймають сумарну установлену потужність до 200 кВТ; для вузлових підстанцій сумарна активна потужність складає 200-500 кВт. Для вибору потужності трансформатори власних потреб приймаємо . Приймаємо два трансформатори власних потреб.
Визначаємо номінальна потужність трансформатори власних потреб:
Для установки приймаємо силовий трансформатор типу ТМ-250/10/0,4.
Арк.
Керівник Чутора Є.М.
Виконав Боршош Д.А.
00 ДП 5.05070102 164 ПЗ