Проектирование электрической сети энергорайона с подстанцией, предназначенной для питания потребителей промышленного и коммунально-бытового назначения
Анализ режимов работы электрической сети. Расчет технико-экономических показателей ее реконструкции. Проектирование схемы электроснабжения подстанции. Выбор конструктивных элементов и расчет механических характеристик проектируемой линии электропередачи.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 14.06.2018 |
| Размер файла | 1,6 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Содержание
Введение
1. Обоснование темы выпускной квалификационной работы
2. Расчет и анализ режимов работы исходной сети
3. Проектирование схемы электроснабжения подстанции "Домнино"
3.1 Выбор средств компенсации реактивной мощности
3.2 Выбор номинального напряжения питающей линии электропередачи
3.3 Выбор числа и мощности трансформаторов
3.4 Выбор проводов питающей линии электропередачи
3.5 Разработка схемы электрических соединений сети
3.6 Расчет и анализ режимов работы реконструированной электрической сети
3.6.1 Расчет режима максимальных нагрузок
3.6.2 Расчет режима минимальных нагрузок
3.6.3 Расчет послеаварийных режимов
4. Расчёт основных технико-экономических показателей реконструкции сети
5. Расчет параметров режимов коротких замыканий
5.1 Расчет параметров схемы замещения
5.2 Расчет параметров трехфазных коротких замыканий на подстанции "Домнино"
5.3 Расчет параметров однофазного короткого замыкания
6. Выбор электрооборудования подстанции "Домнино"
6.1 Расчетные условия для выбора проводников и аппаратов
6.2 Выбор выключателей и разъединителей
6.3 Выбор заземлителей
7. Выбор конструктивных элементов и расчет механических характеристик проектируемой линии электропередачи
7.1 Расчет удельных нагрузок на провода и тросы
7.2 Механический расчет проводов и троса
7.3 Выбор изоляторов, линейной арматуры и защита проводов и троса от вибрации
7.4 Расстановка опор по профилю трассы
7.5 Расчет монтажных стрел провеса проводов и троса
8. Мероприятия по безопасности жизнедеятельности
8.1 Расчет заземления подстанции "Домнино"
8.2 Расчет молниезащиты подстанции "Домнино"
8.3 Техника безопасности при профилактических испытаниях изоляции воздушных линий электропередачи в действующих электроустановках
Заключение
Библиографический список
Введение
В выпускной квалификационной работе рассмотрено проектирование подстанции "Домнино" с включением ее в энергорайон.
При проектировании подстанции "Домнино" решается следующий ряд задач: выбор средств компенсации реактивной мощности, номинальных параметров линий электропередачи и трансформаторов проектируемой подстанции.
Проектируемая подстанция "Домнино" получает питание по двум одноцепным линиям 110 кВ от подстанции "Костылево".
Для выбора на проектируемой подстанции "Домнино" основного коммутационного оборудования рассчитываются токи короткого замыкания.
В выпускной квалификационной работе производится расчет и анализ режимов максимальных и минимальных нагрузок, а также наиболее опасных послеаварийных режимов, рассчитываются основные технико-экономические показатели электрической сети.
Помимо этого, в выпускной квалификационной работе осуществляется разработка главной схемы электрических соединений, выбор оборудования подстанции "Домнино", производится расчет механических характеристик линии электропередачи Костылево-Домнино, а также выполняется расчет молниезащиты, заземления подстанции "Домнино" и разрабатываются мероприятия по безопасности жизнедеятельности.
1. Обоснование темы выпускной квалификационной работы
В выпускной квалификационной работе расчет электрической сети Берегового энергорайона с проектированием подстанции "Домнино".
В рассматриваемом электросетевом районе электроснабжение осуществляется от одного центра питания - подстанции "Каменная", которая связана с потребителями электроэнергии линиями электропередачи напряжением 35 кВ и 110 кВ. Подстанция "Каменная" по существу является балансирующим узлом указанного сетевого района. Характеристики подстанции "Каменная" представлены в таблицах 1 и 2 приложения к заданию на выпускную квалификационную работу (ВКР).
В рассматриваемом сетевом районе электроснабжение осуществляется от шести подстанций (рисунок 1 приложения к заданию), все данные по которым представлены в таблице 3 приложения к заданию на ВКР. Линии электропередачи выполнены на унифицированных стальных опорах. Параметры ЛЭП представлены в таблице 4 приложения к заданию на ВКР. Общая протяженность линий электропередачи 35 кВ составляет 34,1 км; 110 кВ - 159,5 км. электрическая электроснабжение подстанция проектирование
Схема электрических соединений сети представлена на рисунке 2 приложения к заданию на ВКР.
Характеристика климатических условий представлена в таблице 6 приложения к заданию на ВКР.
Сооружение подстанции "Домнино" вызвано необходимостью питания потребителей металлургической промышленности и коммунально-бытового назначения мощностью (16+j6,372) МВА. Данные об электропотреблении с шин низшего напряжения подстанции "Домнино" представлены в таблице 4 приложения к заданию на ВКР.
При проектировании подстанции необходимо решить ряд задач, которые можно сформулировать следующим образом:
- выбрать средства компенсации реактивной мощности;
- выбрать номинальные напряжения и номинальные параметры линий электропередачи;
- рассчитать необходимую мощность и выбрать тип силовых трансформаторов;
- выполнить расчет и анализ режимов работы проектируемой электрической сети;
- рассчитать основные технико-экономические показатели проектируемой электрической сети;
- рассчитать токи короткого замыкания, по результатам которых провести выбор электрооборудования проектируемой подстанции;
- выбрать конструктивные элементы и выполнить расчет механических характеристик проектируемой линии электропередачи;
- выполнить расчет заземления и молниезащиты подстанции;
- разработать мероприятия по безопасной эксплуатации объектов проектирования.
2. Расчет и анализ режимов работы исходной сети
Для рассматриваемого электросетевого района был произведен расчет режима максимальных нагрузок с нагрузками на подстанциях, соответствующими заданию.
Все расчеты произведены с помощью программного комплекса "Energy". Исходными данными для расчетов являются конфигурация сети, технические данные основных элементов сети, расчетные нагрузки подстанций, данные по источникам питания, все данные указаны в приложении к заданию.
Шины 110 кВ подстанции "Каменная" приняты в качестве источника бесконечной мощности. В режиме максимальных нагрузок на источнике принято напряжение 1,08110=118,8 кВ.
Результаты расчета режима максимальных нагрузок представлены на рисунке 2.1, где отражены распределение мощностей по участкам сети, напряжения в узлах электросетевого района, а также положения устройств регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформаторов, обеспечивающих на шинах 10 кВ понижающих подстанций регламентированный [1] уровень напряжения - не ниже 105 % от номинального.
Нагрузочные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок равны 3,03 МВт, что составляет 4,15 % от суммарной мощности потребителей сетевого района.
В таблице 2.1 представлена информация о токах в линиях электропередачи в рассматриваемом режиме.
Рисунок 2.1 - Результаты расчета режима максимальных нагрузок исходной сети
Как видно из таблицы 2.1 потоки мощности по линиям таковы, что токи не превышают допустимых значений по условиям нагрева в установившихся режимах для соответствующих сечений.
С целью анализа условий работы сети и возможных вариантов подключения проектируемой подстанции "Домнино" необходимо рассмотреть режимы работы сети, связанные с отключением отдельных ее элементов, исходя из принципа "n-1".
Таблица 2.1 - Токи в линиях электропередачи в различных режимах работы сети
|
Наименование линии электропередачи |
Марка провода |
Токи в линиях, А |
Iдоп, А |
||||
|
Режим максимальных нагрузок |
Отключение ЛЭП |
||||||
|
1 цепь Каменная-Костылево |
Костылево-Исаево |
Костылево-Жук |
|||||
|
Каменная-Костылево |
АС-185 |
207,5 |
445,8 |
220,7 |
217,3 |
510 |
|
|
Каменная-Костылево |
АС-185 |
207,5 |
Откл. |
220,7 |
217,3 |
510 |
|
|
Костылево-Исаево |
АС-120 |
129,1 |
138,5 |
Откл. |
247,0 |
390 |
|
|
Костылево-Жук |
АС-95 |
103,5 |
111,1 |
253,5 |
Откл. |
330 |
|
|
Жук-Новожилы |
АС-70 |
52,3 |
56,2 |
199,8 |
56,5 |
265 |
|
|
Исаево-Новожилы |
АС-70 |
21,9 |
23,5 |
120,3 |
135,0 |
265 |
|
|
Костылево-Боровка |
АС-120 |
142,9 |
141,4 |
143,7 |
143,6 |
390 |
|
|
Жук-Поляки |
АС-50 |
52,9 |
52,6 |
53,5 |
53,4 |
210 |
Очевидно, что при эксплуатации рассматриваемой электрической сети наиболее тяжелыми послеаварийными режимами являются режимы, связанные с отключением головных участков замкнутой части электрической сети, а, именно, отключение линий Костылево-Исаево и Костылево-Жук, а также одной цепи линии 110 кВ Каменная-Костылево.
Указанные выше послеаварийные режимы характеризуются значительным изменением потокораспределения в сети, а, следовательно, и изменением уровней напряжения в узлах сети (по сравнению с нормальным режимом).
Результаты расчетов послеаварийных режимов работы электрической сети представлены на рисунках 2.2-2.4, а также в таблице 2.1.
Рисунок 2.2 - Результаты расчета послеаварийного режима отключения одной цепи линии Каменная-Костылево
Рисунок 2.3 - Результаты расчета послеаварийного режима отключения линии Костылево-Исаево
Рисунок 2.4 - Результаты расчета послеаварийного режима отключения линии Костылево-Жук
Указанные выше послеаварийные режимы характеризуются изменением потокораспределения в сети, а, следовательно, и изменением уровней напряжения в узлах сети (по сравнению с нормальным режимом).
Результаты расчетов послеаварийных режимов работы электрической сети представлены на рисунках 2.2-2.4, а также в таблице 2.1.
При отключении линий Костылево-Исаево или Костылево-Жук образуются радиальные участки сети, в конце которых напряжение снижается наиболее сильно. На наиболее удаленных подстанциях 110 кВ "Жук" и "Исаево" соответственно напряжение снижается до значения 101-103 кВ. Диапазона РПН трансформаторов достаточно для поднятия напряжение на шинах НН подстанциях до требуемой величины.
Отключение линии Каменная-Костылево 1 ц. характеризуется существенным снижением напряжения в сетевом районе. На наиболее удаленной подстанции "Новожилы" напряжение равно 104 кВ и увеличением тока в оставшейся цепи в работе до 445,8 А, который не превышает допустимый длительный ток для соответствующего сечения.
Из проведенного анализа режимов работы существующей схемы сети можно сделать вывод, что в режиме максимальной нагрузки и в послеаварийных режимах, токи, протекающие по ветвям сети, не превышают допустимых значений. Величины напряжений находятся в зоне регулирования РПН трансформаторов, поэтому снабжение потребителей данного района может осуществляться даже при отключении отдельных линий электропередачи без заметного ухудшения качества электроэнергии. Исходя из этого, можно утверждать, что исходная сеть обладает достаточной гибкостью и является приспособленной к различным режимам работы сети.
3. Проектирование схемы электроснабжения подстанции "Домнино"
3.1 Выбор средств компенсации реактивной мощности
Компенсация реактивной мощности существенно влияет на полную мощность нагрузки подстанции, а значит и на выбор номинальной мощности трансформаторов, сечений проводов линий электропередачи, на потери напряжения, мощности и электроэнергии в сети.
Для расчета мощности компенсирующих устройств, которые необходимо установить в распределительной сети 10 кВ, получающей питание от проектируемой подстанции "Домнино", используется нормативный подход [2].
Для проверки необходимости компенсации реактивной мощности определяется значение :
, (3.1)
где - максимальное значение активной мощности потребителей подстанции в зимний период, МВт;
- максимальное значение реактивной мощности потребителей подстанции в зимний период, Мвар;
9,072/16 =0,567.
Предельное значение коэффициента реактивной мощности , потребляемой в часы максимальных нагрузок электрической сети, для напряжения 10 кВ составляет 0,4 [2], поэтому требуется проведение мероприятий по компенсации реактивной мощности.
Предельное значение реактивной мощности, потребляемой в режиме максимальных нагрузок, Мвар, рассчитывается по формуле:
, (3.2)
160,4=6,4.
Расчетная мощность компенсирующих устройств, которые следует включить в режиме максимальных нагрузок, Мвар, определяется по формуле
, (3.3)
9,072-6,4=2,672.
Как видно из расчетов, на подстанции требуется установка компенсирующих устройств. Устанавливаются две батареи УКЛ 57-10,5-1350У 3 суммарной мощностью =2,7 Мвар.
В результате выбора типа и мощности компенсирующих устройств определяются расчётные нагрузки подстанций.
Расчетная максимальная нагрузка подстанции составит, МВА,
, (3.4)
16+j(9,072-2,7)=16+j6,372.
Согласно [2] в режиме минимальных нагрузок не допускается генерация реактивной мощности, потребление же ее не регламентируется. Поэтому принимается решение оставить в работе все батареи конденсаторов. Тогда расчетная нагрузка подстанции в режиме минимальных нагрузок составит, МВА,
, (3.5)
9,92+j(5,625-2,7)=9,92+j2,925.
3.2 Выбор номинального напряжения питающей линии электропередачи
Согласно заданию проектируемая подстанция "Домнино" должна быть запитана по воздушной линии электропередачи от подстанции "Костылево" по радиальной схеме. Максимальная проектная мощность подстанции "Домнино" составляет 16+j6,372 МВА.
В соответствии с исходными данными, с шин 10 кВ проектируемой подстанции "Домнино" получают питание потребители всех категорий по надежности электроснабжения, поэтому, ввиду отсутствия в распределительной сети 10 кВ этой подстанции резервного источника питания, ввод в работу которого обеспечивается автоматикой, электроснабжение подстанции "Домнино" должно быть осуществлено по двум одноцепным линиям.
Конфигурация реконструкции сети представлена на рисунке 3.1.
Рисунок 3.1 - Конфигурация реконструкции сетевого района
На подстанции "Костылево" имеются распределительные устройства напряжением 10, 35 и 110 кВ. Поэтому необходимо выбрать номинальное напряжение линии электропередачи Костылево-Домнино, питающей проектируемую подстанцию.
Номинальное напряжение определяется передаваемой активной мощностью и длиной линии электропередачи. Для предварительной оценки номинального напряжения одноцепных линий электропередачи применяется эмпирическая формула [3]:
, (3.6)
где - длина проектируемой линии электропередачи, км.
Тогда, расчетное напряжение для линии Костылево-Домнино составит
(17+16·16/2)0,5=52,261 кВ.
Для линии Костылево-Домнино необходимо рассмотреть два варианта: =110 кВ и =35 кВ. Для первого варианта будут больше капитальные вложения на сооружение линии Костылево-Домнино и подстанции "Домнино", но меньше потери мощности и выше уровни напряжений в сети. Для второго варианта увеличатся потери мощности в сети, но уменьшатся капитальные затраты на линии Костылево-Домнино и подстанцию "Домнино". На подстанции "Костылево" потребуется замена трехобмоточных трансформаторовна трансфформаторы большей мощности, что увеличит ее стоимость. Так как современная тенденция перспективного развития ориентируется на исключение напряжения 35 кВ в схемах электроснабжения городов и промышленных предприятий (на подстанции "Домнино" имеется потребитель первой категории - предприятие черной металлургии), то для дальнейшего рассмотрения принимается напряжение 110 кВ.
3.3 Выбор числа и мощности трансформаторов
Как уже отмечалось выше, с шин 10 кВ проектируемой подстанции получают питание потребители всех категорий по надежности электроснабжения. На подстанции "Домнино" отсутствует резервное питание, ввод которого осуществляется автоматикой, поэтому принимается решение об установке на подстанции двух однотипных трансформаторов одинаковой мощности.
Выбор мощности трансформаторов производится из условия равенства их номинальных мощностей и выполнения неравенства [3]
, (3.6)
где - номинальная мощность трансформатора, МВ·А;
1,4 - условно принимаемый коэффициент допустимой аварийной перегрузки;
(162 +6,3722)0,5/1,4 =12,302.
Приняты к установке трансформаторы мощностью 16 МВ·А марки ТДН-16000/110. В таблице 3.1 приведены основные характеристики и паспортные данные трансформаторов [3].
Таблица 3.1 - Паспортные данные силовых трансформаторов проектируемой подстанции
|
Тип трансформатора |
ном, МВА |
Пределы регулирования РПН, % |
Номинальные напряжения обмоток |
Uк, % |
Рк, кВт |
Рх, кВт |
х, % |
||
|
ВН |
НН |
||||||||
|
ТДН-16000/110 |
16 |
91,78 |
115 |
11 |
10,5 |
85 |
19 |
0,7 |
3.4 Выбор проводов питающей линии электропередачи
Выбор сечения проводов воздушной линии электропередачи, питающей подстанцию "Домнино" осуществлен методом экономической плотности тока [1].
Расчетное сечение проводов ЛЭП, мм 2, определено по формуле [3]:
, (3.7)
где - максимальный ток нормального режима ЛЭП, А, равный
, (3.8)
(162+6,3722)0,5/2• •110=45,196 А;
- экономическая плотность тока, А/мм 2, принимается равной 1,0 [1].
45,196/1,1=41,087 мм2.
Расчетное сечение, полученное по формуле (3.8), округляется до ближайшего стандартного сечения [1]. Таким образом, для линии электропередачи Костылево-Домнино принимаются провода АС-70 с параметрами 0,422 Ом/км, 0,444 Ом/км, 265 А [3].
Выбранное сечение выдерживает длительный нагрев, если выполняется условие:
, (3.9)
где - максимальный ток послеаварийного режима, возникающий при отключении одной цепи линии Костылево-Домнино и равный 41,087=82,174 А;
- предельно допустимый ток провода соответствующего сечения, А [3];
82,174 А 265 А.
Следовательно, принятые для линии электропередачи Костылево-Домнино провода АС-70 отвечают требованиям нагрева в длительных режимах.
Выбранные провода линии электропередачи Костылево-Домнино также должны быть проверены по потере напряжения. В сети одного номинального напряжения потери напряжения от источника питания до подстанции "Домнино" в нормальном режиме не должны превышать 15 %, а при наиболее тяжёлых аварийных отключениях линий не более 20 % [3].
Потери напряжения в линии электропередачи Костылево-Домнино в нормальном режиме, %, определяются по формуле [3]
, (3.10)
где - погонные активное и индуктивное сопротивления ЛЭП, Ом/км, [3];
Потери напряжения от источника до подстанции "Домнино" равны сумме потерь в линиях Каменная-Костылево и Костылево-Домнино. Поэтому для определения потерь от источника питания до подстанции "Домнино" необходимо определить величину потерь в линии Каменная-Костылево.
Потери напряжения в линии электропередачи Каменная-Костылево в нормальном режиме, %,
Потери напряжения от источника питания подстанции "Каменная" до проектируемой подстанции "Домнино" в нормальном режиме составляют, %
.
Таким образом, потери напряжения в нормальном режиме от источника питания до подстанции "Домнино" не превышают допустимого значения 15 %.
Наиболее тяжелым послеаварийным режимом для питания проектируемой подстанции "Домнино" является режим отключения одной цепи линии электропередачи Каменная-Костылево, потери напряжения в котором составляют 4,31=8,62 %, следовательно, потери напряжения от источника питания - подстанции "Каменная" до проектируемой подстанции "Домнино" составляют, %
.
Таким образом, потери напряжения в послеаварийном режиме не превышает предельно допустимое значение 20 %.
По результатам проведенных расчетов можно сделать вывод о том, что выбранные методом экономической плотности тока провода воздушной линии электропередачи Костылево-Домнино удовлетворяют условиям работы, как в нормальном, так и в послеаварийных режимах.
3.5 Разработка схемы электрических соединений сети
При выборе схемы электрических соединений распределительного устройства (РУ) 110 кВ подстанции "Домнино" учтены число присоединений к нему, требования надежности электроснабжения потребителей и возможности расширения подстанции. Число и вид коммутационных аппаратов выбраны так, чтобы обеспечить возможность проведения внеочередного ремонта элементов подстанции без отключения соседних присоединений [4]. Принята схема РУ 110 кВ "два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий" [5]. На напряжении 10 кВ принята схема "одна, секционированная выключателем, система шин" [5].
Кроме того, на подстанции "Костылево" выполнена реконструкция путем расширения на две ячейки РУ 110 кВ, которая в свою очередь выполнена по схеме "одна рабочая секционированная выключателем и обходная система шин" [5].
Схема электрических соединений сети представлена на рисунке 3.2.
3.6 Расчет и анализ режимов работы реконструированной электрической сети
Задачей данного пункта является определение параметров режимов максимальных и минимальных нагрузок, а также послеаварийных режимов, а именно: потокораспределения с учетом потерь мощности в элементах сети, напряжений в узлах, коэффициентов трансформации трансформаторов, обеспечивающих заданные уровни напряжения на шинах низшего напряжения подстанций.
Все расчеты произведены с помощью программного комплекса "Energy". Исходными данными для расчетов являются конфигурация сети, технические данные основных элементов сети, расчетные нагрузки подстанций, данные по источникам питания.
3.6.1 Расчет режима максимальных нагрузок
Для рассматриваемого электросетевого района произведен расчет режима максимальных нагрузок с нагрузками на подстанциях, соответствующими заданию.
Шины 110 кВ подстанции "Каменная" приняты в качестве источника бесконечной мощности. В режиме максимальных нагрузок на источнике принято напряжение 110=118 кВ.
Результаты расчета режима максимальных нагрузок представлены на рисунке 3.3, где отражена информация о перетоках мощности, напряжениях в узлах, положениях РПН трансформаторов. Токи в линиях электропередачи в указанном режиме представлены в таблице 3.2.
Рисунок 3.3 - Результаты расчета режима максимальных нагрузок
Таблица 3.2 - Результаты расчета режимов работы сети
|
Наименование линии электропередачи |
Марка провода |
Токи в линиях, А, в режиме |
Iдоп, А |
|||||
|
максимальных нагрузок |
минимальных нагрузок |
отключения ЛЭП |
||||||
|
1 цепь Каменная-Костылево |
Костылево-Исаево |
Костылево-Жук |
||||||
|
Каменная-Костылево |
АС-185 |
253,6 |
155,6 |
552,3 |
268,2 |
264,5 |
510 |
|
|
Каменная-Костылево |
АС-185 |
253,6 |
155,6 |
Откл. |
268,2 |
264,5 |
510 |
|
|
Костылево-Исаево |
АС-120 |
130,2 |
79,7 |
141,7 |
Откл. |
249,3 |
390 |
|
|
Костылево-Жук |
АС-95 |
104,5 |
63,8 |
113,6 |
256,3 |
Откл. |
330 |
|
|
Жук-Новожилы |
АС-70 |
52,8 |
32,4 |
57,6 |
202,1 |
57,0 |
265 |
|
|
Исаево-Новожилы |
АС-70 |
22,0 |
13,4 |
24,1 |
121,7 |
136,3 |
265 |
|
|
Костылево-Боровка |
АС-120 |
141,2 |
88,7 |
141,7 |
142,0 |
141,8 |
390 |
|
|
Жук-Поляки |
АС-50 |
53,5 |
32,9 |
52,7 |
52,8 |
52,8 |
210 |
|
|
Костылево-Домнино |
АС-70 |
45,0 |
28,2 |
48,8 |
46,1 |
46,0 |
265 |
|
|
Костылево-Домнино |
АС-70 |
45,0 |
28,2 |
48,8 |
46,1 |
46,0 |
265 |
Рисунок 3.2 - Схема электрических соединений сети
Следует отметить, что при отключении одной из линий 110 кВ Каменная - Костылево послеаварийный ток, протекающий по оставшейся в работе второй линии, составляет 552,6 А, что превышает номинальный ток 510 А при t=+25оС для данного сечения. Но с учетом поправки на температуру окружающей среды t=- 5 оС длительно допустимый ток составит 659,7 А.
В данном режиме на всех подстанциях с помощью изменения положения РПН производится регулирование напряжения на шинах 10 кВ до уровня, регламентированного [1], т.е. 105-110 % от номинального напряжения.
Как видно из рисунка 3.3, напряжения на шинах 10 кВ подстанций соответствуют требованиям [1], при этом напряжения на шинах 110 кВ всех подстанций не превышают максимально допустимых значений по уровню изоляции для соответствующего класса напряжения.
3.6.2 Расчет режима минимальных нагрузок
В режиме минимальных нагрузок на шинах 110 кВ подстанции "Каменная" поддерживается напряжение 110 кВ. Мощности нагрузок потребителей подстанций соответствуют режиму минимальных нагрузок.
В целях снижения потерь активной мощности в режиме минимальных нагрузок может быть произведено отключение одного из трансформаторов на двухтрансформаторных подстанциях. Решение об отключении одного из трансформаторов зависит от наличия на подстанции автоматического ввода резервного трансформатора (АВРТ). На всех подстанциях сетевого района такая автоматика существует.
Для определения оптимального числа работающих трансформаторов рассчитывается экономически целесообразная мощность, МВА, [3]
, (3.11)
где - активные и реактивные потери мощности холостого хода трансформаторов;
- активные и реактивные потери мощности короткого замыкания;
- экономический эквивалент реактивной мощности, при расчете принимается равным 0,06 кВт/квар.
Потери реактивной мощности холостого хода трансформатора могут быть определены по формуле [3]:
. (3.12)
Потери реактивной мощности короткого замыкания трансформатора могут быть определены по формуле [3]:
. (3.13)
Экономически целесообразная мощность сравнивается с мощностью нагрузки и если мощность нагрузки меньше экономически целесообразной, то с целью уменьшения потерь активной мощности следует отключить один из трансформаторов.
Для подстанции "Боровка":
0,9•6,3/100=0,057 Мвар,
7,5•6,3/100=0,473 Мвар,
=3,658 МВ•А,
5,077>3,658.
Поэтому на подстанции "Боровка" в режиме минимальных нагрузок остается в работе оба трансформатора. Расчет для остальных подстанций представлен в таблице 3.3.
Таблица 3.3 - Определение числа трансформаторов в режиме минимальных нагрузок
|
Подстанция |
Тип трансформаторов |
n, шт |
, кВт |
, кВт |
, % |
, % |
, МВ•А |
, МВ•А |
Количество трансформаторов |
|
|
Боровка |
ТМН-6300/35 |
2 |
9,2 |
46,5 |
7,5 |
0,9 |
3,658 |
5,077 |
2 |
|
|
Исаево |
ТДН-16000/110 |
2 |
19 |
85 |
10,5 |
0,7 |
8,418 |
12,128 |
2 |
|
|
Новожилы |
ТДН-10000/110 |
2 |
14 |
60 |
10,5 |
0,7 |
5,077 |
8,322 |
2 |
|
|
Домнино |
ТДН-16000/110 |
2 |
19 |
85 |
10,5 |
0,7 |
8,418 |
10,342 |
2 |
Результаты расчета режима минимальных нагрузок представлены на рисунке 3.4, где отражена информация о перетоках мощности, напряжениях в узлах, положениях РПН трансформаторов. Токи в линиях электропередачи в указанном режиме представлены в таблице 3.2.
Рисунок 3.4 - Результаты расчета режима минимальных нагрузок
В данном режиме на всех подстанциях с помощью изменения положения РПН производится регулирование напряжения на шинах 10 кВ до уровня, регламентированного [1], т.е. не выше номинального напряжения.
Как видно из рисунка 3.4, напряжения на шинах 10 кВ подстанций соответствуют требованиям [1], при этом напряжения на шинах 110 кВ всех подстанций не превышают максимально допустимых значений по уровню изоляции для соответствующего класса напряжения.
3.6.3 Расчет послеаварийных режимов
Для рассматриваемой электрической сети целесообразно рассмотреть три наиболее тяжелых послеаварийных режима: отключение одной цепи линии 110 кВ Каменная-Костылево, отключение линий Костылево-Исаево и Костылево-Жук. При этом напряжение на шинах 110 кВ подстанции "Романовка" принимается равным 110=116,6 кВ. Мощности нагрузок потребителей подстанций соответствуют режиму максимальных нагрузок. Результаты расчета послеаварийных режимов представлены на рисунках 3.5-3.7, где отражена информация о перетоках мощности, напряжениях в узлах, положениях РПН трансформаторов. Токи в линиях электропередачи в указанных режимах представлены в таблице 3.2.
Рисунок 3.5 - Результаты расчета послеаварийного режима при отключении одной цепи линии Каменная-Костылево
Рисунок 3.6 - Результаты расчета послеаварийного режима при отключении линии Костылево-Исаево
Рисунок 3.7 - Результаты расчета послеаварийного режима при отключении линии Костылево-Жук
В данных режимах на всех подстанциях с помощью изменения положения РПН производится регулирование напряжения на шинах 10 кВ до уровня не ниже номинального напряжения.
Как видно из рисунков 3.5-3.7, напряжения на шинах 10 кВ подстанций соответствуют требованиям [1], при этом напряжения на шинах 110 кВ всех подстанций не превышают максимально допустимых значений по условиям работы изоляции для соответствующего класса напряжения.
Как следует из таблицы 3.2, токи в линиях электропередачи во всех рассмотренных режимах не превышают предельно допустимых значений по условиям нагрева.
В таблице 3.4 представлена структура потерь активной мощности в режимах максимальных и минимальных нагрузок сети.
Согласно информации, приведенной в таблице 3.4, в режиме максимальных нагрузок наибольшую часть потерь активной мощности (практически все потери) составляют нагрузочные потери (94,2 %). При этом 83,7 % приходится на потери в линиях электропередачи, что объясняется их значительной протяженностью, и, вследствие этого, большими по сравнению с трансформаторами активными сопротивлениями. Потери холостого хода составляют 5,8 % от суммарных потерь активной мощности, что составляет очень незначительную часть потерь.
Таблица 3.4 - Структура потерь активной мощности
|
Режим максимальных нагрузок |
Режим минимальных нагрузок |
||||
|
МВт |
% |
МВт |
% |
||
|
Нагрузочные потери активной мощности в трансформаторах |
0,417 |
10,5 |
0,169 |
10,4 |
|
|
Нагрузочные потери активной мощности в линиях |
3,313 |
83,7 |
1,252 |
76,8 |
|
|
Суммарные нагрузочные потери активной мощности |
3,73 |
94,2 |
1,421 |
87,2 |
|
|
Потери холостого хода трансформаторов |
0,231 |
5,8 |
0,208 |
12,8 |
|
|
Суммарные потери активной мощности |
3,961 |
100 |
1,629 |
100 |
При снижении нагрузки (режим минимальных нагрузок) нагрузочные потери активной мощности уменьшаются, а потери холостого хода практически не изменяются. Это приводит к изменению структуры потерь активной мощности: нагрузочные потери составляют 87,2 %, а потери холостого хода 12,8 % от суммарных потерь активной мощности.
В режиме максимальных нагрузок потери реактивной мощности в сети составляют 17,462 Мвар, а суммарная реактивная мощность, генерируемая воздушными линиями электропередачи, составляет 6,643 Мвар. В результате сравнения величины потерь реактивной мощности в сети с величиной реактивной мощности, генерируемой линиями сетевого района, можно сделать вывод о том, что зарядная мощность линий покрывает всего 38 % потерь реактивной мощности района, что меньше половины всей реактивной мощности. Это свидетельствует о достаточно длинных участках ВЛ-35 кВ, выработка зарядной мощности которых очень мала.
Анализируя результаты расчетов режимов работы сети можно констатировать, что при существующем электропотреблении, электрическая сеть способна осуществлять питание потребителей в соответствии со всеми техническими регламентами и остается надежной и гибкой, как в нормальном, так и в послеаварийных режимах работы.
4. Расчёт основных технико-экономических показателей реконструкции сети
Величина капиталовложений в реконструкцию сети определяется суммированием стоимости всех элементов электрической сети. Для расчета используются укрупненные показатели стоимости [6], в ценах 2000 года. Для перевода цен к уровню 1 квартала 2018 года используется структура капитальных вложений [6] и индексы цен [7]:
, (4.1)
, (4.2)
где , - индексы перевода цены с 2000 к 1 кварталу 2018 года для стоимости строительно-монтажных работ, оборудования и прочих работ соответственно, приняты для Кировской области [7];
7,15•0,81+4,43•0,06+8,72•0,13=7,191,
7,15•0,21+4,43•0,73+8,72•0,06=5,259.
Величина капиталовложений, млн. руб.,
, (4.3)
где - величина капиталовложений в строительство проектируемой подстанции, в ценах 1 квартала 2018 года, млн. руб., определяется по формуле:
, (4.4)
где - базисные показатели стоимости подстанции в ценах 2000 года, млн. руб.;
(4.5)
где - количество трансформаторов, шт.;
- укрупненные показатели стоимости сооружения трансформатора в ценах 2000 года, млн. руб. [6];
укрупненные показатели стоимости сооружения ОРУ 110 кВ в ценах 2000 года, млн. руб., [6];
постоянная часть затрат по подстанции, млн. руб., [6];
- количество ячеек КРУ 10 кВ, шт.;
укрупненные показатели стоимости сооружения КРУ 10 кВ в ценах 2000 года, млн. руб., [6];
2•4,3+15,2+9+15•0,11=34,45.
затраты на благоустройство и временные здания и сооружения, проектно-изыскательские работы и авторский надзор, прочие работы и затраты. Принимаются равными 15,5 % от [6];
зональный коэффициент, для Европейской части России 1;
стоимость земли под строительство ПС в ценах 2018 года, млн. руб., определяется по формуле:
(4.6)
где примерная площадь постоянного отвода земли под подстанцию , [6];
удельная стоимость земли в ценах 2018 года, принимается равной среднему уровню кадастровой стоимости земель сельскохозяйственного назначения Кировской области, что составляет 1,19 , [8];
1,19•10•=0,0119;
((34,45+15,5•34,45/100)•1•5,259+0,0119)•1,18=246,934.
- величина капиталовложений в строительство линий в ценах 1 квартала 2018 года, млн. руб.,
, (4.7)
где укрупненные показатели стоимости сооружения ВЛ переменного тока в ценах 2000 года, млн. руб., определены по формуле:
, (4.8)
где удельная стоимость сооружения ВЛ в ценах 2000 года, млн. руб./км, [6];
длина участков ВЛ;
(17+17)•1,05=35,7;
затраты на благоустройство и временные здания и сооружения, проектно-изыскательские работы и авторский надзор, прочие работы и затраты. Приняты равными 12,5 % от [6], =0, так как линия проходит в населенной местности;
12,5•35,7/100=4,463;
стоимость земельного участка под ВЛ, млн. руб.;
, (4.9)
где площадь постоянного отвода земли под ВЛ , [6];
70·1,19·(17+17)=0,003,
((35,7+4,463) •1•7,191+0,003)·1,18=340,802.
- величина капиталовложений в реконструкцию подстанций, от которых осуществляется питание проектируемой подстанции, в ценах 1 квартала 2018 года, млн. руб.
, (4.10)
где - число дополнительных ячеек ОРУ с выключателями на 110 кВ;
- стоимость сооружения дополнительных ячеек ОРУ с выключателями на 110 кВ, млн. руб.;
- постоянная часть затрат (ПЧЗ) при реконструкции подстанций, млн. руб., принимается в долях от ПЧЗ подстанции после реконструкции [6].
Так как на подстанции "Костылево" осуществляется расширение ОРУ 110 кВ с добавлением двух ячеек выключателей, поэтому принимается увеличение ПЧЗ на 15 % [6].
(2·7,3+15·13,5/100)·1·5,259·1,18=103,168.
Величина суммарных капиталовложений по формуле (4.3), млн. руб.:
246,934+340,802+103,168=690,904.
Издержки на обслуживание и ремонт, млн. руб., рассчитываются по формуле:
, (4.11)
где - величина отчислений на обслуживание и ремонт по k-ому элементу схемы, о.е., принимается по [6]: для линий - 0,008, для силового оборудования на напряжение до 110 кВ - 0,059;
- стоимость k-ого элемента схемы, млн. руб.;
0,008·340,802+0,059·(246,934+103,168)=23,382.
Издержки на возмещение потерь энергии, млн. руб., определяются по формуле:
, (4.12)
где - изменение потерь электроэнергии в сети в связи с реконструкцией, МВтч;
- удельная стоимость потерь электроэнергии, руб/(кВтч), принимается равной 2,1 без НДС.
Изменение потерь электроэнергии, МВтч, определено по формуле:
, (4.13)
где - нагрузочные потери мощности в сети после реконструкции, МВт;
- нагрузочные потери мощности до реконструкции, равные 3,03 МВт;
- время максимальных потерь, ч;
- потери холостого хода трансформаторов проектируемой подстанции, равные 0,038 МВт.
Время максимальных потерь, ч, принято по формуле [3]:
, (4.14)
где - время использования максимальной нагрузки, ч;
(0,124+4800/10000)2 =3195,788.
Изменение потерь электроэнергии составит, МВтч,
(3,961-3,03)·3195,788+0,038·8760=3308,159.
Издержки на возмещение потерь энергии равны, млн. руб.,
3308,159·2,1=8,198.
5. Расчет параметров режимов коротких замыканий
При эксплуатации электрических сетей очень важное значение играет уровень токов короткого замыкания. Величина этих токов обуславливает выбор оборудования. В ходе протекания переходного процесса, связанного с возникновением и протеканием короткого замыкания в сети, происходят различные процессы, связанные с изменением физико-механических характеристик оборудования. Опасность замыканий заключается в том, что, при неправильно выбранных параметрах оборудования, возможно разрушение токоведущих частей и элементов оборудования, так как они испытывают термические и электродинамические нагрузки от действия токов КЗ.
Для выбора силового электротехнического оборудования на проектируемой подстанции необходимо рассчитать токи короткого замыкания в ОРУ 110 кВ и 10 кВ.
Исходными данными для расчета токов короткого замыкания являются: схема электрических соединений, параметры трансформаторов, параметры линий электропередачи, сопротивления эквивалентных источников и значения их ЭДС. Расчетная схема сети для определения параметров короткого замыкания представлена на рисунке 5.1.
5.1 Расчет параметров схемы замещения
Расчет токов короткого замыкания производится в именованных единицах с использованием программы "TKZ_Win". Для расчетов составляется схема замещения сети.
Сопротивления линий электропередачи и трансформаторов в именованных единицах, рассчитанные выше, представлены в таблицах 5.1 и 5.2 соответственно.
Таблица 5.1 - Сопротивления линий электропередачи
|
Наименование линии электропередачи |
Uном, кВ |
Марка провода |
L, км |
Исполнение |
R, Ом |
X, Ом |
|
|
Каменная-Костылево |
110 |
АС-185 |
36,3 |
1+1 |
2,886 |
7,496 |
|
|
Костылево-Жук |
110 |
АС-95 |
19,8 |
1 |
5,96 |
8,593 |
|
|
Костылево-Исаево |
110 |
АС-120 |
24,2 |
1 |
5,905 |
10,333 |
|
|
Костылево-Боровка |
35 |
АС-120 |
18,7 |
1 |
40,71 |
69,074 |
|
|
Жук-Новожилы |
110 |
АС-70 |
22 |
1 |
9,284 |
9,768 |
|
|
Исаево-Новожилы |
110 |
АС-70 |
20,9 |
1 |
8,82 |
9,28 |
|
|
Жук-Поляки |
35 |
АС-50 |
15,4 |
1 |
81,755 |
58,808 |
|
|
Костылево-Домнино |
110 |
АС-70 |
17 |
1+1 |
3,587 |
3,774 |
|
|
Примечание - Сопротивления линий 35 кВ Костылево-Боровка и Жук-Поляки приведены к ступени напряжения 110 кВ, через коэффициент трансформации 115/38,5. |
Таблица 5.2 - Сопротивления трансформаторов
|
Наименование подстанции |
Тип трансформатора |
n, шт |
R, Ом |
X, Ом |
|
|
Поляки |
ТМН-4000/35 |
1 |
23,198 |
205,212 |
|
|
Боровка |
ТМН-6300/35 |
2 |
6,246 |
65,132 |
|
|
Исаево |
ТДН-16000/110 |
2 |
2,19 |
43,35 |
|
|
Костылево |
ТДТН-25000/110 |
2 |
0,75 |
27 |
|
|
0,75 |
0 |
||||
|
0,75 |
16,5 |
||||
|
Новожилы |
ТДН-10000/110 |
2 |
3,975 |
69,5 |
|
|
Жук |
ТДТН-10000/110 |
2 |
2,65 |
71 |
|
|
2,65 |
0 |
||||
|
2,65 |
41 |
||||
|
Домнино |
ТДН-16000/110 |
2 |
2,19 |
43,35 |
|
|
Примечание: - сопротивления трансформаторов даны с учетом их количества - сопротивления трансформаторов на подстанциях "Поляки" и "Боровка" приведены к ступени 110 кВ, через коэффициент трансформации 115/38,5. |
Рисунок 5.1 - Расчетная схема сети
ЭДС системы , кВ, рассчитывается по формуле [10]
, (5.1)
где - напряжение системы при коротком замыкании, кВ;
118,868,589.
Индуктивное сопротивление системы , Ом, рассчитывается по формуле [10]
, (5.2)
где - мощность короткого замыкания системы, МВА;
118,8?0.
Активное сопротивление системы , Ом, рассчитывается по формуле [10]
, (5.3)
где - номинальная частота сети, равная 50 Гц;
- постоянная затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания от системы, принимаемая 0,045 с [10];
0 0. 0,045
Индуктивное сопротивление обобщенной нагрузки подстанции "Домнино", Ом, рассчитывается по формуле [10]
, (5.4)
где - среднее номинальное напряжение, равное 10,5 кВ [10];
- номинальное напряжение обмотки ВН трансформатора, кВ;
- номинальное напряжение обмотки НН трансформатора, кВ;
Активное сопротивление обобщенной нагрузки подстанции "Домнино", Ом, рассчитывается по формуле [10]
, (5.5)
244,89197,956.
ЭДС нагрузки подстанции "Домнино", кВ, рассчитывается по формуле [10]
, (5.6)
Так как обобщенные нагрузки других подстанций находятся за трансформаторами по отношению к расчетным точкам короткого замыкания, то при расчетах параметров короткого замыкания они не учитываются [10].
Схема замещения сети прямой последовательности представлена на рисунке 5.2.
5.2 Расчет параметров трехфазных коротких замыканий на подстанции "Домнино"
Расчет параметров режима короткого замыкания (КЗ) производится при условии включенного секционного выключателя в распредустройстве 10 кВ подстанции.
Результаты расчетов токов трехфазного короткого замыкания представлены в таблице 5.3.
Таблица 5.3 - Токи короткого замыкания
|
Место короткого замыкания |
, кА |
, Ом |
|
|
Шины 110 кВ (точка К 1) |
5,22 |
6,13+j10,865 |
|
|
Шины 10 кВ (точка К 2) |
1,386 |
8,927+j45,005 |
|
|
Примечание - Токи короткого замыкания и сопротивления приведены к напряжению 110 кВ |
Действующее значение периодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания на стороне низшего напряжения в момент времени , кА, рассчитывается по формуле
, (5.7)
где - действующее значение периодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания на стороне низшего напряжения, приведенное к напряжению 110 кВ, кА;
Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, с, определяется по формуле [10]
, (5.8)
где - эквивалентные активное и реактивное сопротивления относительно точки короткого замыкания, Ом.
Рисунок 5.2 - Схема замещения сети прямой последовательности
Ударный коэффициент рассчитывается по формуле [10]
. (5.9)
Для шин 110 кВ:
-0,01/0,0061,189.
Для шин 10 кВ:
-0,01/0,0161,535.
Ударный ток короткого замыкания рассчитывается по формуле [10]
. (5.10)
Для шин 110 кВ:
5,221,1898,777 кА.
Для шин 10 кВ:
14,491,53531,455 кА.
Время расхождения контактов выключателя, рассчитывается по формуле
, (5.11)
где - собственное время отключения выключателя, предварительно принимается для шин 110 кВ 0,03 с, для шин 10 кВ - 0,04 с;
- минимальное время срабатывания релейной защиты, с, принимается 0,01 с.
Для шин 110 кВ: 0,030,010,04 с.
Для шин 10 кВ: 0,040,010,05 с.
Периодическая составляющая тока короткого замыкания не затухает во времени, поэтому .
Для шин 110 кВ:
5,22, кА.
Для шин 10 кВ:
14,49, кА.
Апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент времени рассчитывается по формуле [10]
. (5.12)
Для шин 110 кВ:
0,009 кА.
Для шин 10 кВ:
0,9 кА.
Относительное содержание апериодической составляющей в полном токе короткого замыкания, о.е., определяется по формуле [10]
. (5.13)
Максимальное время отключения тока короткого замыкания определяется по формуле
, (5.14)
где - полное время отключения выключателя, предварительно принимается для шин 110 кВ 0,05 с, для шин 10 кВ 0,06 с;
- максимальное время действия релейной защиты, принимается равным 0,1 с.
Для шин 110 кВ: 0,050,10,15 с.
Для шин 10 кВ: 0,060,10,16 с.
Интеграл Джоуля при учете соотношения определяется по формуле [10]
. (5.15)
Для шин 110 кВ:
0,150,0060,018,
5,220,150,0064,251 (кА)2с.
Для шин 10 кВ:
0,160,0160,048,
14,490,160,01636,953 (кА)2с.
5.3 Расчет параметров однофазного короткого замыкания
Схема замещения обратной последовательности по своей конфигурации аналогична схеме замещения прямой последовательности. Отличие состоит в том, что эта схема не содержит ЭДС источников. При расчетах удаленных КЗ, когда генераторы достаточно удалены от места возникновения КЗ, принимается . Схема замещения сети обратной последовательности представлена на рисунке 5.3.
Схема замещения нулевой последовательности отличается от схем замещения прямой и обратной последовательности.
Конфигурация схемы замещения нулевой последовательности зависит от схем соединения обмоток трансформаторов, режимов работы их нейтралей и конструкций магнитопроводов. В цепях трансформаторов, имеющих со стороны несимметрии схему соединения "звезда с изолированной нейтралью" или "треугольник", а также в цепях за такими трансформаторами, токи нулевой последовательности не протекают, и следовательно, такие цепи в схему замещения не включаются.
Все двухобмоточные трансформаторы проектируемой электрической сети, которые имеют схему соединений обмоток "звезда с заземленной нейтралью/треугольник", включаются в схему замещения нулевой последовательности с теми же сопротивлениями, что и в схему замещения прямой последовательности. А те, которые имеют схему соединений обмоток "звезда с изолированной нейтралью/треугольник", в схему замещения нулевой последовательности не включаются. Из схемы замещения нулевой последовательности исключаются сопротивления трансформаторов подстанций "Боровка" и "Поляки", а также сопротивления линий Костылево-Боровка и Жук-Поляки. Также Обмотка среднего напряжения подстанций "Жук" и "Костылево" не учитывается в схеме замещения нулевой последовательности.
Схема замещения сети нулевой последовательности представлена на рисунке 5.4.
Рисунок 5.3 - Схема замещения сети обратной последовательности
Рисунок 5.4 - Схема замещения сети нулевой последовательности
Реактивные сопротивления нулевой последовательности линий электропередачи , Ом, определяются по формуле [11]
, (5.16)
где - индуктивное сопротивление прямой последовательности, Ом;
- отношение сопротивлений , определяемое по [11].
Активные сопротивления нулевой последовательности линий электропередачи , Ом, определяются по формуле [10]
, (5.17)
где - активное сопротивление прямой последовательности, Ом;
- удельное сопротивление земли, равное 0,05 Ом/км [11].
- длина линии электропередачи, км;
Сопротивления линий электропередачи нулевой последовательности представлены в таблице 5.4.
Таблица 5.4 - Сопротивления линий электропередачи нулевой последовательности
|
Наименование линии электропередачи |
, Ом |
, Ом |
|
|
Каменная-Костылево |
8,331 |
35,231 |
|
|
Костылево-Жук |
8,93 |
25,779 |
|
|
Жук-Новожилы |
12,584 |
29,304 |
|
|
Костылево-Исаево |
9,535 |
30,999 |
|
|
Исаево-Новожилы |
11,955 |
27,84 |
|
|
Костылево-Домнино |
6,137 |
17,738 |
Расчет однофазного короткого замыкания ведется по методике, описанной в [11].
Эквивалентное сопротивление нулевой последовательности относительно расчетной точки К 1 определяется с помощью программы "TKZ_Win" и составляет: 2,76819,957 Ом, 6,13+j 10,865 Ом.
Сопротивление шунта для однофазного короткого замыкания, Ом,
(5.18)
6,1310,8652,76819,9578,89830,822.
Шунт вставляется в схему замещения прямой последовательности в точку КЗ. Рассчитывается ток трехфазного короткого замыкания за шунтом, тем самым определяется ток короткого замыкания прямой последовательности в фазе А. В результате расчета получено значение 1,47 кА.
Периодическая составляющая тока однофазного короткого замыкания в момент времени , кА, рассчитывается по формуле [11]
, (5.19)
где - коэффициент пропорциональности, зависящий от вида КЗ, для однофазного короткого замыкания составляет 3 [11];
1,474,41.
Ток однофазного короткого замыкания меньше тока трехфазного короткого замыкания, следовательно, выбор выключателей по коммутационной способности производится исходя из величины трехфазного тока КЗ.
6. Выбор электрооборудования подстанции "Домнино"
6.1 Расчетные условия для выбора проводников и аппаратов
Наибольший ток нормального режима в цепи трансформатора , А, равен
, (6.1)
где - номинальная мощность трансформатора, следующего по шкале ГОСТ [12], кВА;
- номинальное напряжение трансформатора, кВ;
Наибольший ток послеаварийного режима в цепи трансформатора , А, равен
, (6.2)
Максимальный ток в цепях отходящих кабельных линий (фидеров), А,
, (6.3)
где - активная мощность потребителей i-ой кабельной линии, кВА;
Так как информация о величине тока утяжеленного режима для кабельных линий 10 кВ отсутствует, то принимается, что ее величина составляет . Расчетные значения токов утяжеленного режима по фидерам приведены в таблице 6.1.
Таблица 6.1 - Результаты расчетов токов по фидерам 10 кВ
|
Номер фидера |
, кВ |
, МВт |
, Мвар |
, МВА |
, А |
, А |
|
|
1 |
10 |
1,0 |
0,567 |
1,150 |
66,370<... |
Подобные документы
Проектирование электропередачи от строящейся ГЭС в энергосистему с промежуточной подстанцией, анализ основных режимов ее работы. Механический расчет провода и троса линии электропередачи 500 кВ, технико-экономические показатели электрической сети.
дипломная работа [2,2 M], добавлен 05.04.2010Проектирование электрической сети, напряжением 35–110 кВ, предназначенной для электроснабжения промышленного района содержащего 6 предприятий или населенных пунктов. Воздушные линии электропередачи на железобетонных опорах. Выбор напряжения сети.
курсовая работа [442,8 K], добавлен 12.01.2013Выбор главной схемы электрических соединений. Выбор сечений проводников воздушных и кабельных линий и расчет режимов электрической сети проектируемой подстанции. Составление схемы замещения электрической сети. Выбор токоограничивающих реакторов.
курсовая работа [392,9 K], добавлен 07.01.2013Расчет технико-экономических показателей работы электрической сети 110 кВ. Суммарные потери электроэнергии. Расчет капитальных вложений в сеть, себестоимости продукции. Оценка убытка потребителя от перерывов электроснабжения в зависимости от питания.
курсовая работа [201,7 K], добавлен 23.03.2012Анализ схемы электроснабжения, техническое обоснование выбора ее варианта. Характеристика потребителей электроэнергии и определение категории надежности электроснабжения. Разработка структурной схемы подстанции. Расчет экономических показателей.
дипломная работа [629,3 K], добавлен 01.04.2015Потребление активной и баланс реактивной мощностей в проектируемой электрической сети. Выбор сечения проводников воздушных линий электропередачи. Расчет прибыли и срока окупаемости капиталовложений в строительство РЭС, определение расчетной нагрузки.
курсовая работа [1,5 M], добавлен 02.01.2016Выбор напряжения сети, типа и мощности силовых трансформаторов на подстанции, сечения проводов воздушной линии электропередачи. Схема замещения участка электрической сети и ее параметры. Расчеты установившихся режимов и потерь электроэнергии в линии.
курсовая работа [688,8 K], добавлен 14.07.2013Разработка вариантов конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети, сечения проводов и трансформаторов. Формирование однолинейной схемы электрической сети. Выбор средств регулирования напряжений. Расчет характерных режимов сети.
контрольная работа [616,0 K], добавлен 16.03.2012Расчет потокораспределения в электрической сети. Выбор сечений проводов линий электропередачи, трансформаторов и компенсирующих устройств на подстанциях. Расчет установившихся (максимального, минимального и послеаварийного) режимов работы электросети.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 16.10.2014Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях. Расчет мощности источника сети кольцевой схемы. Технико-экономическое сопоставление вариантов развития сети. Проектирование электроснабжения аккумуляторной станции. Разработка схемы электроснабжения.
дипломная работа [1,6 M], добавлен 30.04.2015Проектирование электропередачи переменного тока сверхвысокого напряжения с одной промежуточной подстанцией для транспорта электрической энергии от удалённой гидроэлектростанции. Технически возможные варианты схемы электропередачи, расчет лучшего варианта.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 21.09.2010Выбор графа, схемы и номинального напряжения проектируемой электрической сети. Основные технико-экономические показатели проектируемой сети. Регулирование напряжения в электрической сети. Расчёт основных нормальных и утяжелённых режимов работы сети.
курсовая работа [310,6 K], добавлен 23.06.2011Выбор конфигурации электрической сети, определение потока мощности и выбор напряжения. Структурные схемы соединений подстанций, выбор числа и мощности трансформаторов. Расчет параметров режимов работы электрической сети, технико-экономические показатели.
дипломная работа [3,4 M], добавлен 24.01.2016Расчет активных и реактивных нагрузок на потребителей с целью проектирования электрической сети. Оценка необходимой мощности компенсирующих устройств приемной подстанции. Выбор трансформаторов проектируемой линии. Компоновка АЭС с реакторами ВВЭР-1000.
дипломная работа [521,7 K], добавлен 18.07.2014Выбор силовых трансформаторов подстанции, сечения проводов варианта электрической сети. Схема замещения варианта электрической сети. Расчёт рабочих режимов электрической сети в послеаварийном режиме. Регулирование напряжения сети в нормальном режиме.
курсовая работа [694,7 K], добавлен 04.10.2015Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения, номинальных напряжений, мощности в сети. Подбор компенсирующих устройств, трансформаторов и сечений проводов воздушных линий электропередачи.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 24.11.2013Расстановка опор по трассе линии. Построение монтажных кривых для визируемых пролетов. Расчет конструктивных элементов опор на механическую прочность. Выбор и расчет фундаментов, технико-экономических показателей участка воздушной линии электропередачи.
курсовая работа [179,2 K], добавлен 18.04.2012Протяженность линий электропередачи. Установленная мощность трансформаторных подстанций. Энергетические показатели сети. Суммарный максимум активной нагрузки потребителей. Годовой полезный отпуск электроэнергии. Потери мощности в электрической сети.
дипломная работа [265,0 K], добавлен 24.07.2012Построение вариантов схемы электрической сети. Предварительный расчет потоков мощности. Выбор номинальных напряжений для кольцевой сети. Определение сопротивлений и проводимостей линий электропередачи. Проверка сечений по техническим ограничениям.
курсовая работа [515,7 K], добавлен 29.03.2015Расчет параметров заданной электрической сети и одной из выбранных трансформаторных подстанций. Составление схемы замещения сети. Расчет электрической части подстанции, электромагнитных переходных процессов в электрической сети и релейной защиты.
дипломная работа [1,0 M], добавлен 29.10.2010
