ПРИМЕР КУРС ПРОЭКТА СТАНЦИИ

Таблиця 2.1

Графіки навантаження

i=0

де ti – тривалість i-той ступеня добового графіка, година

11

2) літня добова витрата електроенергії визначається з табл. 2.1 , МВт,·год:

де tc – тривалість доби – 24 години середньодобове навантаження взимку, %:

nсрсз% = Pсрсз 100 =35,02·100/50=70,04,

Pmax

4) літнє середньодобове навантаження, і показують його на добовому графіку навантажень (рис. 2.3), МВт:

Pcpcл =Wcл =588,35/24=24,51, tc

де – тривалість доби – 24 години ордината середньодобового навантаження на добовому графіку, %:

nсрсз% = Pсрсз 100 =24,51•100/50=49,02,

Pmax

5) коефіцієнт заповнення графіка взимку, який показує ступінь нерівномірності графіка роботи установки:

5) коефіцієнт заповнення графіка влітку, який показує ступінь нерівномірності графіка роботи установки:

де пл– кількість діб влітку, згідно завдання ; nз– кількість діб взимку

nз = прічн − пл

де прічн – кількість діб за рік, прічн =365

2) тривалість використання максимального навантаження, Tmax , год.:

Tmax = Wг = 276524,5/50=5530, (2.6)

Pmax

12

ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ ТА КОМПЕНСУЮЧИХ ПРИСТРОЇВ

Вибір трансформаторів

Для вибору трансформаторів необхідно визначити найбільш економічну

де Рmax - максимальне значення активної потужності навантаження підстанції; tgϕек - економічне значення тангенса, що задається для енергосистеми в залежності від вищої напруги мережі. Для живильної напруги 35 кв tgϕек=0,23;

110 кВ − tgϕек=0,28; 220 кВ − tgϕек=0,32.

Для мережі Uн=110 кВ приймаємо

tgϕек= 0,28

Економічна споживана реактивна потужність підстанції Qек визначаєть-

ся, МВАр:

Qек = Рmax tgϕек=50·0,28=!Неопределенная закладка, P_М1.

Силові трансформатори, встановлені на підстанціях, призначені для перетворення електроенергії з однієї напруги на іншу.

Узавданні на курсове проектування задано дві напруги підстанції –110 кВ і 10 кВ, тому по кількості обмоток слід приймати двоххобмоточні трансформатори. Якщо потужність вибраного трансформатора 25 МВА і більш, то необхідно приймати трансформатори з розщепленими обмотками по нижчій стороні з метою обмеження струмів короткого замикання.

Оскільки в завданні присутні споживачі першої і другої категорії, те число трансформаторів знижувальної підстанції, що розраховується, згідно норм технологічного проектування, приймається рівним двом.

На підстанціях з двома трансформаторами робочі секції шин нижчої напруги рекомендується тримати в роботі роздільно. При такому режимі струм короткого замикання зменшується і поліпшуються умови роботи апаратів низької напруги [1].

Усистемах електропостачання промислових підприємств потужність силових трансформаторів повинна забезпечити в нормальних умовах живлення всіх приймачів. При виборі потужності трансформаторів добиваємося економічно доцільного режиму роботи і відповідного забезпечення резервування живлення приймачів при відключенні одного з трансформаторів. При цьому враховується, що на двох трансформаторній підстанції є післяаварійний режим роботи.

Потужність трансформатора на двох трансформаторній підстанції виберається по заданій потужності підстанції.

Максимальне навантаження підстанції з урахуванням компенсаційних пристроїв МВА:

де Pmax – максимальна активна потужність;

Qmax - максимальна реактивна потужність підстанції, МВАр;

Qек– економічна реактивна потужність навантаження підстанції, МВАр;

Номінальна потужність трансформатора на підстанції відповідно до [3] визначається, МВА:

Розрахункова потужність трансформаторів, одержана по формулі 3.3, округляється до найближчої стандартної потужності Sнтрпо шкалі ГОСТ

11920-85, ГОСТ 12965-85.

По табл. А1 вибираються два трансформатори одного типу. Данні трансформатора приведені в табл.3.1. Вибраний трансформатор перевіряється на аварійне перевантаження по ГОСТ 14209-97.

де K2 – коефіцієнт аварійного перевантаження при відключенні одного з

трансформаторів під час аварії, визначається по [4].

Він залежить від коефіцієнта початкового навантаження (K1), температури охолоджуючого середовища під час аварії (θохл), тривалості перевантажен-

ня (h), а також від системи охолоджування трансформатора. Коефіцієнт початкового навантаження K1 визначається як:

Scp.kв =

ΣSi2з ti

24

де ti – тривалість i-той ступеня добового графіка (1година, табл. 2.1.), Si – повна потужність i-той ступеня графіка.

Si2 ti –множення з табл. 2.1.

14

15

*Примітки. 1. Наявність букви ”Р” в найменуванні трансформатора – це трансформатор з розчепленням вторинної обмотки. 2. Активний RT і реактивний XT опори для трансформаторів з розчепленням вторинної обмотки приведені в табл. 2.7 при паралельном з’єднанні розщеплених половин вторинної обмотки.

16

Розрахункова добова тривалість аварійного перевантаженняh приймається, згідно норм технологічного проектування, при однозмінній роботі 4 год., при двох змінної 8 год., при тризмінній 12-24 год. Для двозмінної роботи приймаємо h =8 год.

Задаємось середньою температурою охолоджуючого повітря для літнього та зимового періоду, приймається середня температура для літа Луганської області θохлл= 21,2 0C, для зими Луганської області

θохлз=–5,9 0C [4].

По табл. 1.36 [2], табл. А2 для K1=0,573 і h =8 год, температури навколишнього середовища взимку Луганської області θохлл= 21,2 0C і способу охолоджування трансформатора Д (найменування трансформатора табл.3.1) визна-

40·1,4 ≥51,92 56 ≥51,92

Вибраний трансформатор задовольняє аварійному перевантаженню взим-

ку.

По табл. 1.36 [2], табл. А2 для K1=0,573 і h =8 год, температури навколишнього середовища для літа Луганської області θохлл= 21,2 0C і способу охо-

лоджування трансформатора Д (найменування трансформатора табл.3.1) визначаємо допустиме аварійне навантаження

K2л= 1,16 .

Вибраний трансформатор перевіряється на аварійне перевантаження по ГОСТ 14209-97 для літнього навантаження підстанції .

Sнтр K2л ≥ Smax′ К100л% (3.9) 40·1,16≥51,92·70/100

46,4≥36,34

де K л% – літне навантаження підстанції у відсотках від зимового наван-

таження, береться з вихідних даних завдання до курсового проекту.

Вибраний трансформатор задовольняє аварійному перевантаженню вліт-

ку.

Якщо умови (3.8 та 3.9) не виконується то необхідно передбачити відключення частини споживачів III категорії, або збільшити потужність трансформатора на один ступінь.

17

Розрахунок потужності компенсаційних пристроїв

Однієї з найбільш ефективних заходів для зменшення втрат потужності є компенсація реактивної потужності, коли джерела реактивної потужності встановлюються поблизу споживачів. При цьому мережа вище підключення компенсуючи пристроїв (КП) розвантажується від протікання реактивної потужності. Це веде до зменшення струму в мережі і, як наслідок, до зменшення втрат активної потужності ∆P , зменшення втрат електроенергії ∆W , зменшення втрат напруги ∆U . Вибір потужності регламентується [3].

З економічної точки зору найбільш економічною є споживана реактивна потужність вузлом навантаження Qек , яка визначається за формулою:

Для отримання економічного значення tgϕек в мережі, що проектується,

треба установити компенсуючи пристрої (КП) на підстанції на стороні низької напруги. Реактивна потужність компенсаційних пристроїв КП визначається за формулою:

де Qmax - максимальне значення реактивної потужності вузла навантаження. Очевидно, що якщо Qmax ≤Qек, то необхідності в компенсації реактивної по-

тужності немає.

Найчастіше на споживчих підстанціях для компенсаційних пристроїв КП використовуються конденсаторні батареї у виді комплектних установок типу КУ. Згідно [4] їхні потужності Qуст рівні: при вторинної (низької) напруги

Uнн=6 кВ – 0,3; 0,4; 0,45; 0,675; 0,9; 1,125; 1,35; 1,8; 2,7 МВАр; при Uнн=10 кВ – 0,4; 0,45; 0,675; 0,9; 1,125; 1,35; 1,8; 2,7 МВАр.

Увипадку Qкпр ≤Qкпmin , компенсаційних пристрій КП не встановлюється.

Уподальших розрахунках варто враховувати не розрахункову потужність компенсаційних пристроїв Qкп, а встановлену Qкпн.

Розрахункова реактивна потужність компенсаційних пристроїв КП для підстанції визначається, МВАр:

Qкроз =Qmax −Qек =37,5-14=23,5

Визначивши розрахункове значення потужності компенсаційних пристроїв Qкроз, необхідно підібрати комплектні конденсаторні установки для її реалі-

18

зації, або визначити кількість окремих конденсаторів, якими розрахункова потужність компенсаційних пристроїв КП може бути реалізована. Якщо підстанція 2-х трансформаторна, то при виборі комплектних КП необхідно пам'ятати, що вони повинні бути рознесені на підстанції на дві секції шин зі сторони низької напруги 6-10 кВ, тобто їхня кількість повинна бути кратна двом. При визначенні кількості окремих конденсаторів число їх повинне бути кратне 6, тому що вони будуть рівномірно рознесені по фазах і по секціях шин.

Таким чином, потужність компенсаційних пристроїв КП розподіляється нарівно на кожну секцію шин 6-10 кВ підстанції ПС, тобто кількість однотипних КП повинна бути кратна 2 при двохобмотувальних чи трьохобмотувальних трансформаторах, чи автотрансформаторах, встановлюваних на підстанції ПС (наприклад, типу ТМ, ТМН, ТДН, ТДТН, АТДЦТН), і кратно 4 – при трансформаторах з розщепленою обмоткою нижчої напруги (типу ТРДН).

Вибираємо трифазні конденсаторні установки для напруги Uнн=10 кВ

типу УК-6,3-1125 ЛУЗ (табл. А.3) потужністю

Qуст= 2,7 МВАр.

Для трансформатора типу двохобмоткового з розщепленням вторинної обмотки (присутня буква Р у позначенні типу) кількість установок повинна бути кратна 4 (два трансформатори на підстанції мають по дві розщепленні обмотки). Тому вибираємо кількість конденсаторних установок для підстанції.

nуст= 8 шт.

Фактична потужність компенсаційного пристрою на підстанції, МВАр,

Qкф = nуст Qуст=8·2,7=21,6.

Різниця між потрібною потужністю компенсаційних пристроїв Qкроз і фактичною потужністю компенсаційних пристрою на підстанції

∆Qкп = Qкроз −Qкф 100% =((23,5-21,6)/21,6)·100%=8,8%.

Qкф

Реактивна потужність навантаження підстанції після компенсації, МВАр,

Qкрп =Qmax −Qкф=37,5 -21,6 =15,9.

19

СТРУМИ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ

Для вибору електроустаткування, апаратів, шин, кабелів, струмообмежувальних реакторів необхідно знати струми короткого замикання. При цьому досить уміти визначати струм трифазного короткого замикання в місці пошкодження. При розрахунку визначають періодичну складову струму короткого замикання для найбільш важкого режиму роботи мережі. Розрахунок аперіодичної складової проводять приблизно, допускаючи при цьому, що вона має максимальне значення в даній фазі.

Розрахунок струмів при трифазному короткому замиканні проводять в наступному порядку:

1.Для даної установки складають розрахункову схему. Розрахункова схема - це однолінійна схема електроустановки з вказівкою тих елементів і їх параметрів, які впливають на значення струму короткого замикання і тому повинні враховуватися при виконанні розрахунків. Розрахункова схема установки повинна відображати нормальний режим роботи. На розрахунковій схемі (рис. 4.1) намічають розрахункові точки короткого замикання - так, щоб апарати і провідники потрапляли в найбільш важкі умови роботи. Виключенням є апарати в ланцюги приєднань з реактором, вибрані по струму короткого замикання за реактором.

У приведених схемах передбачена роздільна робота трансформаторів по низькій стороні.

2.По розрахунковій схемі складають схему заміщення, замінюючи електромагнітні зв'язки електричними, джерела вводять в схему заміщення як е.р.с. і опори, решта елементів – як опори. Розрахунок струмів короткого замикання можна вести як в іменованих, так і у відносних одиницях. У мережах і установках напругою до 1000 В звичайно розрахунок проводять в іменованих одиницях. У установках напругою понад 1000 В прийнято всі опори короткозамкненого ланцюга приводити до базисних умов і виражати у відносних одиницях. Заздалегідь приймають базисну потужність Sб (100 або 1000 МВА). За базисну

напругу приймають середню номінальну напругу (Uб =Uср) того ступеня, на

якому передбачається коротке замикання. Таким чином, для кожної точки короткого замикання будуть свої базисні напруги Sб і струми Iб .

Складаємо схему заміщення для розрахунку трифазного к. з. для лінії і підстанції (рис. 4.1) і розрахувуємо струм к. з. для початкового моменту часу і ударний струм к. з. при пошкодженні в точках К1 і К2. Початкові данні приведені на рис. 4.1 Струми к. з. у точці К1 визначаються для вибору апаратів у колі трансформатора з високою напругою Uвн=110 кВ; у точці К2 - для вибору апа-

ратів у колі трансформатора з низькою напругою Uнн=10 кВ. Трансформатор

20