Раздел 2.2. Выбор структурной схемы подстанции.

Пишем обоснование выбора структурной схемы

1 Согласно заданию электроприемники №2, №6, №7 относятся к 1 категории потребителей.

Электроприемники первой категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения.

Электроприемники второй категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Электроприемники второй категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания.

Для электроприемников второй категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Исходя из требований Правил устройств электроустановок выбираем структурную схему понизительной подстанции 110/35 с 4 питающими линиями 110 кВ , 3 линиями потребителей 10 кВ и двумя главными понижающими трансформаторами.

Рисунок 2. «Структурная схема подстанции 110/10 (35)»

Раздел 2.3. Выбор оперативной схемы подстанции.

1. В соответствии с требованиями ПУЭ и «Рекомендациями по применению типовых принципиальных электрических схем распределительных устройств подстанций 35-750 кВ» Стандарта ОАО «ФСК ЕЭС» СТО 56947007- 29.240.30.047-2010 выполнен выбор схем электрических соединений распределительных

устройств (РУ) напряжений 110 и 35 кВ.

УКАЗАТЬ НАЗВАНИЯ СХЕМ 110 кВ и 35 (10) кВ

ПРИЕМУЩЕСТВА И НЕДОСТАТКИ СХЕМ

Схема 1. «Оперативная схема подстанции 110/10 (35)»

Раздел 3. Выбор главных понижающих трансформаторов подстанции..

1. Максимальные мощности потребителей Pнг max и Q нг max на шинах вторичного напряжения подстанции определены согласно расчетам Раздела 2

Pнг max=;

Q нг max=

2. Для определения необходимой максимальной полной мощности понизительных трансформаторов Smax учитываем потери в высоковольтных сетях и трансформаторах подстанций потребителей:

= (расчет) кВА

где Pпост- постоянные потери в стали трансформатора в % от Pmax;

где Pпер - переменные потери в сетях и меди трансформатора в % от Pmax;

- максимальные активную мощность потребителей на шинах вторичного напряжения подстанции, кВт;

- максимальные реактивную мощность потребителей на шинах вторичного напряжения подстанции, квар.

Принимаем для расчета: Pпост=2%, Pпер=8%

3. Определяем расчетную суммарную максимальную мощность подстанции с учетом мощности трансформатора собственных нужд Smax и расчетную мощность трансформатора S тр. расч.

Smax = (Sтсн+Sнг max10(35)) x Kp =(расчет) , кВА,

где Кр- коэффициент неодновременности максимумов нагрузок на шинах 6(10) и 35 кВ Кр=0,9-0,95

Расчетная мощность главных понижающих трансформаторов

= (расчет) кВА

Кпг- коэффициент допустимой аварийной перегрузки Кпг=1,4;

n - количество главных понижающих трансформаторов на подстанции;

k - коэффициент развития потребителей, k=1,25

4. По данным расчетов и параметров задания, параметрам выбора выполняем выбор типа главных понижающих силовых трансформаторов

Согласно справочных данных выбираем – Указать тип выбранного трансформатора

5. Электрические характеристики трансформатора.

Таблица №4

Тип	Номинальная мощность	Номинальное напряжение обмоток		Потери		Ток холостого хода	Напряжение короткого замыкания	Схема и группа соединения обмоток
		высшего напряжения	низшего напряжения	холостого хода	короткого замыкания
	, кВ⋅А	, кВ	, кВ	, кВт	, кВт	, %	, %
ТМН- 10000/110	10000	115	38,5	14	60	0,9	10,5	Y*/Δ-11

- номинальный ток первичной обмотки I1ном,

- номинальный ток вторичной обмотки I2ном,

- коэффициент трансформации К тр.

Разлел 4. Вывод в ремонт оборудования ОРУ-110 кВ.
Исходная схема, (рис. Схема):
Выключатели Q1, Q2, Q3, Q4, QT1, QT2 включены.
Выключатели QA, QB отключены.
Разъединители QS1, QS4, QS7, QS10, QS11, QS12, QS14, QS17, QS21 отключены, остальные включены.

Последовательность операций по выводу в ремонт QТ1

Отключить:

Включить

Отключить

Включить

ВЫВОД:
Список использованной литературы. Справочные данные.

Приложение №1

1.

2.

3.

Приложение №2