Реконструкция подстанции «Шахта 7» и линии 110 кВ «Артемовская ТЭЦ-Шахта 7»

РЕФЕРАТ

Дипломный проект содержит 172 с., 27 рисунков, 49 таблиц, 150 формул, 5 приложений

ПОДСТАНЦИЯ, ТРАНСФОРМАТОР, НАДЕЖНОСТЬ, КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ, ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ, ОГРАНИЧИТЕЛЬ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ, ВОЗДУШНАЯ ЛИНИЯ, РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА, ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, РЕЖИМ РАБОТЫ, ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ, ЗАЗЕМЛЕНИЕ

В данном дипломном проекте выполнена реконструкция подстанции «Шахта 7» и линии 110 кВ «Артемовская ТЭЦ-Шахта 7». Обоснована схема распределительного устройства высокого напряжения подстанции. Произведен расчет рабочих токов и токов КЗ. Произведен выбор основного электрического оборудования. Выбраны уставки релейной защиты линии. Произведен расчет надежности электроснабжения ПС «Шахта 7». Спроектирована молниизащита ПС «Шахта 7». Проведено технико-экономическое обоснование реконструкции ПС и определена экономическая эффективность проекта.

ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

ПС – подстанция;

КЗ – короткое замыкание;

ВН – высокое напряжение;

НН – низкое напряжение;

ВЛ – воздушная линия;

КЛ – кабельная линия;

РЗиА – релейная защита и автоматика;

ОРУ – открытое распределительное устройство;

ОПН – ограничитель перенапряжения;

ПУЭ – правила устройства электроустановок;

СОДЕРЖАНИЕ

Введение 8

1 Основная часть 11

1.1 Энерго-экономическая характеристика района 11

1.1.1 Климато-географическая характеристика 11

1.1.2 Характеристика источников питания района 14

1.2 Анализ электрических сетей и режимной ситуации 14

1.2.1 Анализ схем и оборудования ПС 14

1.2.2 Структурный анализ сетей 15

1.2.3 Анализ существующих режимов 17

1.3 Расчет и прогнозирование электрических нагрузок 19

1.3.1 Прогнозирование электрических нагрузок 19

1.4 Расчет и анализ режимов 24

1.4.1 Подготовка исходных данных для расчета 24

1.4.2 Анализ текущего режима 29

1.4.3 Анализ перспективного режима 32

1.4.4 Анализ аварийных режимов 35

1.5 Разработка и технический анализ вариантов реконструкции

электрических сетей 41

1.5.1 Разработка вариантов конфигурации электрических сетей при

Реконструкции 41

1.6 Выбор числа и мощности трансформаторов 43

1.7 Выбор токов короткого замыкания 45

1.8 Выбор оборудования РУ ПС «Шахта 7» 51

1.8.1 Выбор выключателей 52

1.8.2 Выбор разъединителей 55

1.8.3 Выбор трансформаторов тока 55

1.8.4 Выбор трансформаторов напряжения 59

1.8.5 Выбор гибкой ошиновки 60

1.8.6 Выбор жестких шин на напряжении 10 кВ 62

1.9 Оценка надежности электроснабжения потребителей ПС «Шахта 7» 78

2 Специальная часть. Современные устройства систем статических

тиристорных компенсаторов 83

2.1 Реактивная мощность в электрической сети 83

2.2 Источники реактивной мощности и их значение 85

2.3 Типы источников реактивной мощности 86

2.4 Конденсаторные батареи 88

2.5 Статические тиристорные компенсаторы на базе КБ 93

2.6 Насыщающиеся реакторы 94

2.7 Реакторы коммутируемые тиристорами 96

2.8 Комбинированные ИРМ 97

3 Организационно-экономическая часть 99

3.1 Цели и задачи раздела 99

3.2 Техническая осуществимость проекта 100

3.3 Определение инвестора проектируемых объектов 100

3.4 Затраты на реализацию проекта 101

3.4.1 Капитальные вложения 101

3.4.2 Расчет капиталовложений на сооружение ВЛЭП 101

3.4.3 Расчет капиталовложений на строительство ПС 102

3.4.4 Расчет амортизационных отчислений 104

3.4.5 Расчет эксплуатационных затрат 105

3.5 Организационная структура предприятия 112

3.6 Расчет штатной численности персонала 112

3.7 Расчет заработной платы 113

3.8 Жизненый цикл проекта 114

3.9 План маркетинга 114

3.10 Простой срок окупаемости инвестиций 115

3.11 Определение влияния ввода проектируемой сети на себестоимость

электроэнергии 115

3.12 Бюджетная эффективность 117

3.13 Выводы 114

4 Безопасность и экологичность 118

4.1 Безопасность 118

4.1.1 Требования к персоналу выполняющему монтажные работы 118

4.1.2 Безопасность при монтаже и ремонте воздушных линий

электропередачи 110 кВ 120

4.1.3 Безопасность при эксплуатации ОРУ 110 кВ ПС «Шахта 7» 122

4.1.4 Порядок приемки ПС «шахта 7» в эксплуатацию 123

4.2 Экологичность 124

4.2.1 Расчет отвода земли 125

4.2.2 Отвод земли в постоянное пользование 126

4.2.3 Отвод земель во временное пользование 127

4.2.4 Расчет высоты маслоприемника 128

4.3 Чрезвычайные ситуации 132

4.3.1 Пожарная безопасность при эксплуатации трансформаторов

ПС «Шахта 7» 144

4.3.2 Пожарная безопасность при эксплуатации ВЛ 110 кВ 152

3аключение 154

Библиографический список 155

Приложение А. Расчет для выбора варианта сети 161

Приложение Б. Расчет токов КЗ 165

Приложение В. Расчет нормального режима работы 169

Приложение Г. Расчет послеаварийного режима работы 172


Введение

Приморский край как административно-территориальная единица России расположен в южной части Дальнего Востока. Граничит с Хабаровским краем, на западе и юго-западе – с КНР и КНДР, на востоке и юге омывается японским морем.

В данном дипломном проекте рассматривается реконструкция электрической сети напряжением 110 кВ Приморского края, включающей подстанции «Западная», «Шахта 7», «Кролевцы», «Штыково» от которых обеспечивается электроснабжение потребителей. Питающей станцией на участке «Западная», «Шахта 7», «Кролевцы», «Штыково» является Артемовская ТЭЦ.

Исходные данные для проектирования: данные по загрузке трансформаторов подстанций «Западная», «Шахта 7», «Кролевцы», «Штыково» (отчетная и нормированная ПТЭ и ожидаемая на перспективу с учетом выданных техусловий); схема сети Приморской энергосистемы; однолинейная схема подстанций «Западная», «Шахта 7», «Кролевцы», «Штыково»; нагрузки и напряжения по подстанциям в контрольный день замеров на 2013 г.

Данная тема дипломного проекта очень актуальна на сегодняшний день, так как современное состояние проектируемой сети 110 кВ «Западная», «Шахта 7», «Кролевцы», «Штыково», «Артемовская ТЭЦ» (после тщательной проработки данных по подстанциям и сети) показывает, что действующая схема сети ограничивает выдачу мощности с «Артемовской ТЭЦ» и не позволяет обеспечить электроснабжение с требуемой степенью надёжности. Произошло масштабное старение электрической сетей 110 кВ, сеть исчерпала свой нормативный срок эксплуатации, имеет неудовлетворительное физическое состояние, требует реконструкцию.

Целью дипломного проекта является реконструкция электрической сети 110 кВ, которая позволит снять ограничения по выдачи мощности с Артемовской ТЭЦ и обеспечит электроснабжение с требуемой степенью надежности.

Анализируя выше приведенные данные, следует сказать, что на существующих подстанциях есть свои недостатки, а именно: устаревшее оборудование, неудобства с точки зрения эксплуатации при оперативных переключениях. Вследствие чего, рекомендуется: заменить старое оборудование на более новое, современное, например, элегазовые выключатели, которые обладают высокой надежностью работы, простотой обслуживания и спроектировать сеть.

К задачам проекта относятся: уменьшение плотности тока в перегруженных линиях, повышение надежности электроснабжения энергорайона.

В ходе дипломного проекта необходимо составить вариант схемы электрической сети, который будет конкурентно способны по техническим и экономическим показателям. Из разработанных вариантов подключения сети выбирается наиболее конкурентно-способный вариант.

В ходе проектирования подстанций «Западная», «Шахта 7», «Кролевцы», «Штыково» необходимо решить следующие задачи:

- разработка вариантов реконструкции сети 110 кВ для снятия ограничений по выдачи мощности Артемовской ТЭЦ;

- расчет и анализ установшихся режимов;

- прогнозирование нагрузки;

- выбор числа и мощности силовых трансформаторов и главных электрических схем подстанций;

- выбор и проверка основного электрооборудования 110 и 6 кВ для подстанции «Шахта 7»;

- проектирование защитных заземлений ОРУ 110 кВ и систем молниезащиты ПС «Шахта 7»;

- расчёт надежности ПС «Шахта 7»;

- определение необходимых объёмов релейной защиты и автоматики, расчёт уставок основных защит линии 110 кВ на подстанции «Шахта 7».

В экономической части дипломного проекта выполнен расчёт экономической эффективности предлагаемого проекта реконструкции рассматриваемого участка распределительной сети 110 кВ, определены затраты, необходимые для реализации инвестиционного проекта.

В разделе охраны труда и БЖД рассматриваются вопросы безопасности проведения работ при реконструкции ВЛ 110 кВ и подстанций 110/6 кВ, пожарной безопасности на них.

1 ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ

1.1 Энерго-экономическая характеристика района

1.1.1 Климато-географическая характеристика

Приморский край как административно-территориальная единица России расположен в южной части Дальнего Востока. Граничит с Хабаровским краем, на западе и юго-западе – с КНР и КНДР, на востоке и юге омывается японским морем.

Приморье занимает территорию в 165,9 тыс. кв. км. Столица-город Владивосток. В крае 12 городов краевого подчинения и 25 сельских районов.

Промышленный комплекс является наиболее развитой частью экономики Приморья. Он дает почти треть валового и регионального продукта. Основой экономики края являются богатые природные ресурсы как континентального, так и океанического характера.

Климат Приморья – муссонный. Зима хотя и короче, чем в других частях Дальнего Востока, но холодная и малоснежная. Средняя температура января –20 , а на морском побережье –12 . Летом на равнинах средняя температура +20 , а на побережье +12–16 .

Для зимней рекреации рекомендуются территории, удаленные от береговой полосы, расположенные на пересеченной местности с ослабленным ветровым режимом и устойчивым залеганием снежного покрова.

В летний период наиболее благоприятные погодные условия характерны для континентальных районов: приханкайских, западных приамурских, нейтральных и южных. Проектируемая нами сеть 110 кВ от ПС «Шахта 7», «Западная», «Кролевцы», «Штыково», «Артем» находится на юге Приморского края.

Климатические характеристики этих районов все же не могут быть признаны оптимальными из-за частой повторяемости душных погод. В околополуденные часы температура воздуха может превышать 30 градусов. Цельсия при практически полном отсутствии ветра.

Для южных районов Приморского края изнуряющая характерна духота, что, естественно, резко увеличивает длительность периода с биологически активной солнечной радиацией, до 250 дней. Максимальное число их приходится на март, сентябрь и октябрь, минимальное на июнь и июль, что отрицательно сказывается на возможности проведения отдыха и лечения у моря.

Характеристика ландшафтов включает оценку их привлекательности, экзотичности, комфортности природных условий и сохранности. В Приморском крае выделяется 4 группы ландшафтов.

Важнейшим ресурсом территории традиционного природопользования (ТПП), несомненно являются леса, выполняющие роль хранителя и созидателя практически всех биологических ресурсов региона. Высокая сохранность леса определяет наличие значительных по разнообразию и объему древесных лесных ресурсов.

конецформыначалоформыВ горно-лесных районах преобладают бурые лесные и буротаёжные подзолистые и неподзолистые почвы. Для равнин характерны буроподзолистые и лугово-бурые оподзоленные почвы, в долинах рек – аллювиальные почвы. Под сельскохозяйственные культуры используются главным образом плодородные почвы низменностей и речных долин.

В южных районах снежный покров неустойчив. С
приближением весны, уже в феврале, солнце и ветер быстро «съедают» снег, разрушают лед.

Каждый район характеризуется своим климатом и исходящими из этого условиями, показателями. Сведены все необходимые характеристики района в таблицу 1.

На рисунке 1, показано географическая карта Приморского края.

Рисунок 1 – Географическая карта Приморского края

Таблица 1 – Климатические условия района

Климатические условия

Справочная величина

Район по ветру

IV

Нормативная скорость ветра, м/сек

8

Район по гололеду

IV

Толщина стенки гололеда, мм

18

Низшая температура воздуха, С

-20

Высшая температура воздуха, С°

+21

1.1.2 Характеристика источников питания района

Приморский край имеет собственные источники питания: Артемовская ТЭЦ, Владивостокская ТЭЦ, Приморская ГРЭС, Партизанская ГРЭС. Электроснабжение края осуществляется электростанциями ОАО «Дальневосточная генерирующая компания». Поставка электроэнергии происходит по сети 500 кВ от Амурской энергосистемы. Распределение электроэнергии потребителям области осуществляется по сетям 6-10-35-110 кВ, принадлежащим филиалу ОАО «ДРСК» «Приморские электрические сети».

Для рассматриваемого участка сети 110 кВ источником питания является «Артемовская ТЭЦ».

Характеристики «Артемовской ТЭЦ»:

  1. На подстанции установлены: два двухобмоточных трансформатора Sном1= 125 МВ.А; 3 трехобмоточных трансформатора S ном2 = 40 МВ.А; и 1 автотрансформатор S ном3 = 1 МВ.А
  2. Выработка электро энергии осуществляется четырьмя генераторами мощностью S ном = 100 МВ.А каждый;

3. Распределительные устройства 110 кВ, 35 кВ выполнены открытыми (ОРУ);

4. ОРУ 110 кВ «АТЭЦ» выполнено по схеме – двух секционированная система сборных шин с обходной системой шин, выключателями типа СМВ-110 (линейные и секционный) и отделителями типа ЗНО-110-1Т в цепях трансформаторов, от ОРУ 110 кВ отходят семь ВЛ 110 кВ;

ОРУ 35 кВ «АТЭЦ», выполнено по схеме – одна секционированная система шин, от ОРУ 35 кВ отходят пять ВЛ 35 кВ;

1.2 Анализ электрических сетей и режимной ситуации.

Рассматриваемая в данном дипломном проекте электрическая сеть филиала ДРСК включает в себя 23 ПС 110 кВ: с центром питания - «Артемовская ТЭЦ», и 6 ПС 220 кВ: Аэропорт, Волна, Зеленый угол, ВТЭЦ 2, Уссурийск 2.

1.2.1 Анализ схем и оборудования ПС

Рассматриваемая сеть 110 кВ образует кольцевую схему «АТЭЦ – Шахта 7 – Западная – Штыково – АТЭЦ» с центром питания «Артемовская ТЭЦ».

ОРУ 110 кВ ПС «Шахта 7» выполнено по схеме мостик с выключателями в цепях трансформаторов.

Характеристики подстанции ПС «Шахта 7»:

1. На подстанции установлены: два двухобмоточных трансформатора типа ТДН-10000/110, S ном = 10 МВ.А;

2. Выдача электроэнергии промышленным и сельскохозяйственным потребителям производится на напряжении 6 кВ;

3. Распределительные устройства выполнены открытыми (ОРУ).

4. ПС «Шахта 7» выполнена по схеме – мостик с выключателями в цепях трансформаторов. Схема данной ПС имеет низкую надежность.

1.2.2 Структурный анализ сетей

"Приморские электрические сети" - филиал ОАО "Дальневосточная распределительная сетевая компания" - создан на базе распределительных сетей ОАО "Дальэнерго" 1 января 2007 года и осуществляет свою деятельность на территории Приморского края. "Приморские электрические сети" имеют в своем составе четыре структурных подразделения: Северные, Западные, Центральные и Южные электрические сети. В обслуживании предприятия 19432 километра линий электропередачи напряжением 0,4-110 киловольт, 260 подстанций 35-110 киловольт. Головной офис предприятия расположен в г. Владивостоке Приморского края.

Таблица 2 – Характеристики рассматриваемых ВЛ

Линия

U,

Длина,

Марка провода

начало

конец

кВ

км

1

2

3

4

5

АТЭЦ

оп. 15

110

2,5

АС-150

АТЭЦ

Шахта 7

110

14

М-70

Шахта 7

Западная

110

6

М-70

Западная

оп. 17

110

27,4

АС-150

оп. 15

оп. 17

110

7,6

АС-150

оп. 15

Штыково

110

2,6

АС-150

Западная

Кипарисово

110

20,14

АС-120

Кипарисово

Раздольное 1

110

9,1

АС-120

Раздольное 1

Пушкинская

110

9,2

АС-150

Пушкинская

Давыдовка

110

31,6

АС-120

Давыдовка

Западная

110

1,11

АС-120

Раздольное 1

Раздольное 2

110

0,8

АС-120

Раздольное 2

Тереховка

110

18

АС-120

Тереховка

Уссурийск 1

110

22

АС-120

Уссурийск 1

Студгородок

110

2,7

АС-120

Уссурийск 1

АТЭЦ

110

28,6

М-95

Студгородок

З

110

3,6

АС-120

З

Гранит

110

1,9

АС-120


Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

5

Гранит

Уссурийск 2

110

1,8

АС-120

З

Промышленная

110

6,3

АС-120

Промышленная

Новоникольск

110

1,3

АС-120

Новоникольск

Гранит

110

1,2

АС-120

Промышленная

Полевая

110

0,67

АС-120

Полевая

Уссурийск 2

110

35,9

АС-95

Уссурийск 1

УКФ

110

7,6

АС-240

УКФ

Междуречье

110

5,6

АС-240

Междуречье

Уссурийск 2

110

10,2

АС-240

Западная

Надеждинская

110

16,6

АС-150

Надеждинская

Уссур-тяга

110

46,1

АС-150

Уссур-тяга

Уссурийск 2

110

15

АС-95

Уссурийск 2

Владивосток

220

51,8

АСО-300

Владивосток

Аэропорт

220

19,1

АСО-400

Аэропорт

АТЭЦ

220

18,1

АС-400

Владивосток

Волна

220

53,6

АСО-300

Волна

Зеленый угол

220

11,5

АС-300

Зеленый угол

Владивосток

220

9,97

АС-300

Зеленый угол

ВТЭЦ 2

220

2,11

АС-300

ВТЭЦ 2

АТЭЦ

220

47,4

АС-300

Волна

Чайка

110

22,63

М-70

Чайка

Спутник

110

43,97

М-70

Спутник

Промузел

110

14,52

М-70

Промузел

АТЭЦ

110

29,22

М-70

Кролевцы

оп. 15

110

1,63

АС-150


Некоторые из ВЛ выполнены из проводов различного сечения. Особенностью рассматриваемой сети является то, что линии выполнены медными проводами что технически не обоснованно для настоящего времени, поэтому необходимо производить реконструкцию электрической сети, для увеличения пропускной способности линии.

1.2.3 Анализ существующих режимов.

Рассмотрим загрузку текущей схемы сети 110 по состоянию на зиму 2013 года. На основании данных зимнего контрольного замера 2013 года ВЛ 110 рассматриваемого района загружены в соответствии с таблицей 2.

Таблица 3 - Загрузка ВЛ 110 кВ

Наименование

Сечение пров. АС

Iраб.

Iдл.

1

2

3

4

1с АТЭЦ 110 - 2с АТЭЦ 110

АС-150

316

450

2с АТЭЦ 110 - оп. 15

М-70

242

337

2с АТЭЦ 110 - Шахта 7

М-70

327

337

Шахта 7 - Западная

АС-150

164

450

Западная - оп. 15

АС-150

129

450

оп. 15-оп.17

АС-150

198

450

оп. 15- Штыково

АС-120

127

390

Западная - Кипарисово

АС-120

18

390

Кипарисово - Раздольное 1

АС-150

13

450

Раздольное 1 - Пушкинская

АС-120

102

390

Пушкинская - Давыдовка

АС-120

101

390

Давыдовка - Западная

АС-120

216

390

Раздольное 1 - Раздольное 2

АС-120

134

390

Раздольное 2 - Тереховка

АС-120

139

390

Тереховка - Уссурийск 1

АС-120

143

390

Уссурийск 1 - Студгородок

М-95

128

54

Уссурийск 1 - 2с АТЭЦ 110

АС-120

35

390

Студгородок - 3

АС-120

147

390

3 - Гранит

АС-150

316

450

Гранит - 1с Уссурийск 2 110

М-70

124

337

3 - Промышленная

М-70

263

337

Промышленная - Новоникольск

АС-150

164

450

Продолжение таблицы 3

1

2

3

4

Новоникольск - Гранит

АС-120

152

390

Промышленная - Полевая

АС-120

331

390

Полевая - 1с Уссурийск 2 110

АС-120

32

390

Уссурийск 1 - УКФ

АС-120

92

390

УКФ - Междуречье

АС-120

166

390

Междуречье - 2с Уссурийск 2 110

АС-95

96

422

Западная - Надеждинская-тяга

АС-240

452

605

Надеждинская-тяга - Уссур-тяга

АС-240

180

605

Уссур-тяга - 2с Уссурийск 2 110

АС-240

190

605

1с Уссурийск 2 220 - Владивосток

АС-150

424

450

Владивосток - Аэропорт

АС-150

25

450

Аэропорт - 1с АТЭЦ 220

АС-95

124

422

Владивосток - Волна 220

АСО-300

165

710

Волна 220 - Зеленый угол 220

АСО-400

157

710

Зеленый угол 220 - Владивосток

АС-400

277

710

Зеленый угол 220 - ВТЭЦ 2

АСО-300

290

710

ВТЭЦ 2 -

АС-300

256

710

ВТЭЦ 2 - 2с АТЭЦ 220

АС-300

138

710

Волна 110 - Чайка

АС-300

238

710

Чайка - Спутник

АС-300

439

710

Спутник - Промузел

М-70

193

337

Промузел - 1с АТЭЦ 110

М-70

125

337

оп. 17- Кролевцы

М-70

284

337

1с Уссурийск 2 220 - 2с Уссурийск 2

М-70

230

337

Волна 110 - Волна 110

АС-150

286

450

Из данной таблицы видно, что рассматриваемые линии 110 кВ филиала «ДРСК» по длительно допустимым токам сильно загружены. Срок службы большинства ВЛ более 20 лет. То есть текущая схема при нынешнем уровне нагрузок может функционировать не надёжно из-за значительной перегрузки оборудования. Загрузка трансформаторов рассматриваемого участка 110 на зимний контрольный день 2013 года представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Загрузка ПС 110 кВ

№ п/п

Наименование ПС

Дисп. номер тр-ра

Установленная мощность, МВА

Номинальное напряжение, кВ

Коэфф. загрузки за 20ч, %

U 220

U 110

U 35

U 6/10

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

З

Т-1

10,0

 

 

35,00

6,6

80,00

2

З

Т-2

10,0

 

 

35,00

6,6

49,94

3

Промузел

Т-1

16,0

 

115,0

 

6,6

79,00

4

Промузел

Т-2

16,0

 

115,0

 

6,6

99,14

5

Спутник

Т-1

25,0

 

115,0

38,50

6,6

29,99

6

Спутник

Т-2

25,0

 

115,0

38,50

6,6

82,26

7

Чайка

Т-1

16,0

 

115,0

38,50

6,6

85,35

8

Чайка

Т-2

16,0

 

115,0

38,50

6,6

95,89

9

Надеждинская

Т-1

16,0

 

 

36,75

6,3

71,43

10

Надеждинская

Т-2

16,0

 

 

36,75

6,3

114,03

11

Артемовская

Т-1

16,0

 

 

36,75

6,3

47,74

12

АРТЕМОВСКАЯ

Т-2

16,0

 

 

36,75

6,3

81,98

13

ДЕ-ФРИЗ

Т-1

10,0

 

115,0

 

6,6

0,00

14

ДЕ-ФРИЗ

Т-2

10,0

 

115,0

 

6,6

8,00

15

Давыдовка

Т-1

25,0

 

115,0

38,50

6,6

73,21

16

Давыдовка

Т-2

25,0

 

115,0

38,50

6,6

16,10

17

Западная

Т-1

40,0

 

115,0

38,50

6,6

68,87

18

Западная

Т-2

40,0

 

115,0

38,50

6,6

15,73

19

КАЗАРМЫ

Т-1

10,0

 

115,0

 

11,0

8,57

20

КАЗАРМЫ

Т-2

10,0

 

115,0

 

11,0

5,14

21

Кипарисово

Т-1

6,3

 

115,0

 

11,0

22,66

22

Кролевцы

Т-1

25,0

 

115,0

38,50

6,6

75,44

23

Кролевцы

Т-2

25,0

 

115,0

38,50

6,6

43,07

24

ПУШКИНСКАЯ

Т-1

16,0

 

115,0

38,50

11,0

0,91

25

ПУШКИНСКАЯ

Т-2

16,0

 

115,0

38,50

11,0

0,23

26

Раздольное-1

Т-1

16,0

 

115,0

38,50

11,0

59,34

27

Раздольное-2

Т-1

16,0

 

115,0

38,50

11,0

6,79

28

Тереховка

Т-1

6,3

 

115,0

38,50

11,0

0,00

29

Тереховка

Т-2

6,3

 

115,0

38,50

11,0

13,00

30

Факел

Т-1

10,0

 

115,0

38,50

6,6

49,55

31

Факел

Т-2

10,0

 

115,0

38,50

6,6

0,52

32

Шахта-7

Т-1

10,0

 

115,0

 

6,6

104,61

33

Шахта-7

Т-2

16,0

 

115,0

 

6,6

98,51

34

ШАХТОВАЯ

Т-1

10,0

 

 

38,50

6,3

75,26

35

ШАХТОВАЯ

Т-2

10,0

 

 

36,75

6,3

101,36

36

Штыково

Т-1

16,0

 

115,0

 

6,6

27,86

37

Штыково

Т-2

16,0

 

115,0

 

6,6

35,31

38

Гранит

Т-1

16,0

 

115,0

 

6,6

74,64


Продолжение таблицы 3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

39

Гранит

Т-2

16,0

 

115,0

 

6,6

48,57

40

З

Т-1

10,0

 

110,0

 

6,6

59,43

41

З

Т-2

10,0

 

110,0

 

6,6

0,00

42

Междуречье

Т-1

6,3

 

115,0

 

6,6

85,48

43

Междуречье

Т-2

10,0

 

115,0

 

6,6

30,74

44

Полевая

Т-1

16,0

 

115,0

38,50

10,5

6,23

45

Полевая

Т-2

16,0

 

115,0

38,50

10,5

2,49

46

Полевая

Т-3

16,0

 

115,0

38,50

10,5

90,91

47

Промышленная

Т-1

16,0

 

115,0

 

11

12,71

48

Промышленная

Т-2

10,0

 

115,0

 

11

15,24

49

Студгородок

Т-2

16,0

 

115,0

 

6,6

29,86

50

Студгородок

Т-1

10,0

 

 

36,75

6,3

0,00

51

УКФ

Т-1

25,0

 

115,0

 

6,3

10,12

52

УКФ

Т-2

25,0

 

115,0

 

6,3

6,20

53

Уссурийск-1

Т-1

31,5

 

115,0

38,50

6,6

40,46

54

Уссурийск-1

Т-2

40,0

 

115,0

38,50

6,6

56,39

Как видно из данной таблицы большинство трансформаторов рассматриваемой сети загружены выше оптимального уровня, равного 70 %. Поэтому необходимо производить реконструкцию подстанций.

1.3 Расчёт и прогнозирование электрических нагрузок

1.3.1 Прогнозирование электрических нагрузок

Проект реконструкции сети подразумевает использование различных вероятностных характеристик для выбора различного оборудования и оценки уровней потерь мощности.

По формуле сложных процентов определяем среднюю прогнозируемую мощность.

, (1)

где - средняя мощность за текущий год (определённая по ведомости КДЗ);

- относительный прирост электрической нагрузки (Для Приморского края =2,5 %);

- год, на который определяется электрическая нагрузка;

- год начала отсчёта (первый в рассматриваемом промежутке).

Найдём прогнозируемую установленную мощность всех ПС, используя формулу (1).

Максимальная и эффективная прогнозируемые мощности определятся выражениями:

, (2)

, (3)

где - средняя спрогнозированная мощность ПС;

- коэффициент максимума,

- коэффициент формы.

Расчёт вероятностных характеристик для активной и реактивной мощности аналогичен.

Расчёт прогнозируемых статистических вероятностных характеристик ведётся по следующему алгоритму:

  • производится прогнозирование средних нагрузок по формуле (1);
  • определяются остальные прогнозируемые величины (2), (3).

Расчёт по данному алгоритму производился в программе MS Office Excel 2011 и приведены в приложении Д.

Рассчитанные вероятностные характеристики активной и реактивной нагрузки приведены в таблице 4.

Таблица 4 – Вероятностные характеристики

Наименование

подстанции

Активная нагрузка, МВт

2014г

2015г

2016г

2017г

2018г

2019г

2020г

1

2

3

4

5

6

7

8

1с АТЭЦ 110

16,3

16,71

17,13

17,55

17,99

18,44

18,90

2с АТЭЦ 110

19,1

19,58

20,07

20,57

21,08

21,61

22,15

АТЭЦ

18,7

19,17

19,65

20,14

20,64

21,16

21,69

2с АТЭЦ 220

23,6

24,19

24,79

25,41

26,05

26,70

27,37

Шахта 7

19,4

19,89

20,38

20,89

21,41

21,95

22,50

Кролевцы

29,1

29,83

30,57

31,34

32,12

32,92

33,75

Штыково

-27

-27,68

-28,37

-29,08

-29,80

-30,55

-31,31

Западная

37,5

38,44

39,40

40,38

41,39

42,43

43,49

Кипарисово

1,2

1,23

1,26

1,29

1,32

1,36

1,39

Раздольное 1

9

9,23

9,46

9,69

9,93

10,18

10,44

Пушкинская

0,2

0,21

0,21

0,22

0,22

0,23

0,23

Давыдовка

61,9

63,45

65,03

66,66

68,33

70,03

71,79

Раздольное 2

1

1,03

1,05

1,08

1,10

1,13

1,16

Тереховка

0,7

0,72

0,74

0,75

0,77

0,79

0,81

Уссурийск 1

34,3

35,16

36,04

36,94

37,86

38,81

39,78

Студгородок

4

4,10

4,20

4,31

4,42

4,53

4,64

З

5

5,13

5,25

5,38

5,52

5,66

5,80

Гранит

16,5

16,91

17,34

17,77

18,21

18,67

19,13

Промышленная

3,8

3,90

3,99

4,09

4,19

4,30

4,41

Новоникольск

14,6

14,97

15,34

15,72

16,12

16,52

16,93

Полевая

26

26,65

27,32

28,00

28,70

29,42

30,15

1с Уссурийск 2 110

30,5

31,26

32,04

32,85

33,67

34,51

35,37

Продолжение таблицы 4

1

2

3

4

5

6

7

8

2с Уссурийск 2 110

24,1

24,70

25,32

25,95

26,60

27,27

27,95

УКФ

1,8

1,85

1,89

1,94

1,99

2,04

2,09

Междуречье

7,1

7,28

7,46

7,65

7,84

8,03

8,23

Надеждинская-тяга

19,7

20,19

20,70

21,21

21,75

22,29

22,85

Уссур-тяга

6,3

6,46

6,62

6,78

6,95

7,13

7,31

Владивосток

0,1

0,10

0,11

0,11

0,11

0,11

0,12

Аэропорт

2

2,05

2,10

2,15

2,21

2,26

2,32

Волна 110

42,3

43,36

44,44

45,55

46,69

47,86

49,06

Зеленый угол 220

17,9

18,35

18,81

19,28

19,76

20,25

20,76

Зеленый угол 110

60,4

61,91

63,46

65,04

66,67

68,34

70,05

ВТЭЦ 2

121

124,03

127,13

130,30

133,56

136,90

140,32

Чайка

36,9

37,82

38,77

39,74

40,73

41,75

42,79

Спутник

27,8

28,50

29,21

29,94

30,69

31,45

32,24

Промузел

25,2

25,83

26,48

27,14

27,82

28,51

29,22

Таблица 5 – Вероятностные характеристики

Наименование

подстанции

Реактивная нагрузка, МВА

2014г

2015г

2016г

2017г

2018г

2019г

2020г

1

2

3

4

5

6

7

8

1с АТЭЦ 110

16,6

16,71

17,02

17,13

17,44

17,55

17,88

2с АТЭЦ 110

24

19,58

24,60

20,07

25,22

20,57

25,85

АТЭЦ

36,8

19,17

37,72

19,65

38,66

20,14

39,63

2с АТЭЦ 220

54

24,19

55,35

24,79

56,73

25,41

58,15

Шахта 7

6,5

19,89

6,66

20,38

6,83

20,89

7,00

Кролевцы

9,8

29,83

10,05

30,57

10,30

31,34

10,55

Штыково

32

-27,68

32,80

-28,37

33,62

-29,08

34,46

Западная

22,3

38,44

22,86

39,40

23,43

40,38

24,01

Кипарисово

0,3

1,23

0,31

1,26

0,32

1,29

0,32

Продолжение таблицы 5

1

2

3

4

5

6

7

8

Раздольное 1

2,5

9,23

2,56

9,46

2,63

9,69

2,69

Пушкинская

0,1

0,21

0,10

0,21

0,11

0,22

0,11

Давыдовка

14,4

63,45

14,76

65,03

15,13

66,66

15,51

Раздольное 2

0,3

1,03

0,31

1,05

0,32

1,08

0,32

Тереховка

0,2

0,72

0,21

0,74

0,21

0,75

0,22

Уссурийск 1

11,8

35,16

12,10

36,04

12,40

36,94

12,71

Студгородок

0,9

4,10

0,92

4,20

0,95

4,31

0,97

З

1

5,13

1,03

5,25

1,05

5,38

1,08

Гранит

4,2

16,91

4,31

17,34

4,41

17,77

4,52

Промышленная

1,7

3,90

1,74

3,99

1,79

4,09

1,83

Новоникольск

7,6

14,97

7,79

15,34

7,98

15,72

8,18

Полевая

4,6

26,65

4,72

27,32

4,83

28,00

4,95

1с Уссурийск 2

9

31,26

9,23

32,04

9,46

32,85

9,69

2с Уссурийск 2

8

24,70

8,20

25,32

8,41

25,95

8,62

УКФ

1,1

1,85

1,13

1,89

1,16

1,94

1,18

Междуречье

2,2

7,28

2,26

7,46

2,31

7,65

2,37

Надеждинская-тяга

6,8

20,19

6,97

20,70

7,14

21,21

7,32

Уссур-тяга

9,8

6,46

10,05

6,62

10,30

6,78

10,55

Владивосток

0,10

0,00

0,11

0,00

0,11

0,00

Аэропорт

1

2,05

1,03

2,10

1,05

2,15

1,08

Волна 110

37,7

43,36

38,64

44,44

39,61

45,55

40,60

Зеленый угол 220

-70,9

18,35

-72,67

18,81

-74,49

19,28

-76,35

Зеленый угол 110

-6

61,91

-6,15

63,46

-6,30

65,04

-6,46

ВТЭЦ 2

36,6

124,03

37,52

127,13

38,45

130,30

39,41

Чайка

13,3

37,82

13,63

38,77

13,97

39,74

14,32

Спутник

8,9

28,50

9,12

29,21

9,35

29,94

9,58

1.4 Расчет и анализ режимов

В данном пункте выполняется расчет и анализ установившихся режимов электрической сети Приморского края.

Первым шагом перед расчётом режимов является подготовка исходной информации, то есть расчёт электрических нагрузок и параметров схемы замещения сети.

Режим электроэнергетической системы – это состояние системы, определяемое значениями мощностей электростанций, напряжений, токов и других физических переменных величин, характеризующих процесс производства, передачи и распределения электроэнергии, т.е. параметрами режима. Расчет режимов работы является важной частью любого проектирования. Просчитав режим можно максимально приблизиться к условиям реальным электрическим показателям эксплуатации проектируемой сети. По результатам расчета можно получить наиболее точные характеристики сети, такие как, перетоки активной и реактивной мощности, потери в элементах сети, уровни напряжения и т.д.

Проанализировав результаты расчета различных режимов, можно заранее проследить слабые места в сети при различных авариях, средства поддержания характеристик сети в пределах значений ГОСТ 13109-97 тем самым обеспечить надежное и бесперебойное питание потребителей.

В настоящем дипломном проекте для расчета режимов использована программа RastrWin3.

1.4.1 Подготовка исходных данных для расчета.

Расчет установившегося режима будет производиться в программе RastrWin3, которая в отличии от SDO6 не имеет встроенных баз с параметрами линий, трансформаторов и т.д. Поэтому перед проведением расчетов в программе нужно подготовить исходные данные по схеме, нагрузкам и генераторам электрической сети в форме, понятной Rastr.

Активное сопротивление линии [4]:

, (4)

где r0 – удельное активное сопротивление 1 км линии, Ом/км

lВЛ – длина линии, км

Индуктивное сопротивление линии:

, (5)

где x0 – погонное индуктивное сопротивление, Ом/км

Реактивная мощность, генерируемая ЛЭП (зарядная мощность), в ПВК SDO-6 моделируется реактивной проводимостью ВЛ:

, (6)

где b0 – погонная емкостная проводимость, мкСм/км

Трансформаторы вводятся в схему замещения сопротивлением каждой ступени напряжения, активной и реактивной проводимостями. Также, каждая ступень напряжения в трансформаторе на схеме замещения помимо сопротивления изображается идеальным трансформатором, который не имеет сопротивления, но имеет коэффициент трансформации.

Коэффициенты трансформации для трехобмоточного трансформатора рассчитываются по формулам [4]:

(7)

(8)

(9)

- соответственно коэффициенты трансформации для низкой, средней и высокой сторон соответственно;

- соответственно напряжения на низкой, средней и высокой сторонах трехобмоточного трансформатора.

Схема замещения двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой для программы Rastr изображена на рисунке 2:

Рисунок 2 – Схема замещения двухобмоточного трансформатора 110/6

В таблицах 6, 7 показаны подготовленные исходные данные для расчета режимов. Нагрузки в узлах схемы были взяты из прогнозируемого расчета, приведенного выше.

Таблица 6 - Параметры узлов схемы замещения

Тип

№ узла

Название

Uном узла, кВ

Рн, МВт

Qн, Мвар

1

2

3

4

5

6

База

36

Владивосток

220

0,1

Ген

3

АТЭЦ

10

18,7

36,8

Ген

13

Штыково

110

-27

32

Ген

27

Полевая

110

26

4,6

Ген

30

1с Уссурийск 2

220

Ген

52

Волна 110

110

15,2

1,8

Нагр

1

1с АТЭЦ 110

110

16,3

16,6

Нагр

2

2с АТЭЦ 110

110

19,1

24

Нагр

5

1с АТЭЦ 220

220


Продолжение таблицы 6

1

2

3

4

5

6

Нагр

6

2с АТЭЦ 220

220

23,6

54

Нагр

10

Шахта 7

110

19,4

6,5

Нагр

12

Кролевцы

110

29,1

9,8

Нагр

14

Западная

110

37,5

22,3

Нагр

15

Кипарисово

110

1,2

0,3

Нагр

16

Раздольное 1

110

9

2,5

Нагр

17

Пушкинская

110

0,2

0,1

Нагр

18

Давыдовка

110

61,9

14,4

Нагр

19

Раздольное 2

110

1

0,3

Нагр

20

Тереховка

110

0,7

0,2

Нагр

21

Уссурийск 1

110

34,3

11,8

Нагр

22

Студгородок

110

4

0,9

Нагр

23

З

110

5

1

Нагр

24

Гранит

110

16,5

4,2

Нагр

25

Промышленная

110

3,8

1,7

Нагр

26

Новоникольск

110

14,6

7,6

Нагр

28

1с Уссурийск 2 110

110

30,5

9

Нагр

29

2с Уссурийск 2 110

110

24,1

8

Нагр

31

2с Уссурийск 2 220

220

Нагр

32

УКФ

110

1,8

1,1

Нагр

33

Междуречье

110

7,1

2,2

Нагр

34

Надеждинская-тяга

110

19,7

6,8

Нагр

35

Уссур-тяга

110

6,3

9,8

Нагр

37

Аэропорт

220

2

1

Нагр

38

Волна 220

220

Нагр

40

Волна 110

110

42,3

37,7

Нагр

42

Зеленый угол 220

220

17,9

-70,9

Нагр

44

Зеленый угол 110

110

60,4

-6

Нагр

46

ВТЭЦ 2

220

121

36,6

Нагр

48

Чайка

110

36,9

13,3

Нагр

49

Спутник

110

27,8

8,9

Параметры ветвей заданы в таблице 7

Таблица 7 - Параметры ветвей схемы замещения

Tип

№ узла начала ветви

№ узла конца ветви

Название

R

X

B

Кт/r

1

2

3

4

5

6

7

8

Выкл

1

2

1с АТЭЦ 110 - 2с АТЭЦ 110

Тр-р

1

3

1с АТЭЦ 110 - АТЭЦ

0,4

11,1

0

0,09

Тр-р

1

3

1с АТЭЦ 110 - АТЭЦ

0,4

11,1

0

0,09

ЛЭП

2

4

2с АТЭЦ 110 -

0,5

1,05

-6,8

Продолжение таблицы 7

1

2

3

4

5

6

7

8

ЛЭП

2

4

2с АТЭЦ 110 -

0,5

1,05

-6,8

Тр-р

6

8

2с АТЭЦ 220 -

0,55

59,2

0

1

Тр-р

6

54

2с АТЭЦ 220 -

0,55

59,2

0

1

Тр-р

8

1

- 1с АТЭЦ 110

3,2

131

0

0,579

Тр-р

54

1

- 1с АТЭЦ 110

3,2

131

0

0,579

Тр-р

5

7

1с АТЭЦ 220 -

0,4

11,1

0,1

0,045

ЛЭП

2

10

2с АТЭЦ 110 - Шахта 7

3,8

6,27

-35,1

ЛЭП

10

14

Шахта 7 - Западная

1,6

2,64

-15,2

ЛЭП

14

11

Западная -

5,42

11,5

-74

ЛЭП

14

11

Западная -

5,42

11,5

-74

ЛЭП

4

13

- Штыково

0,52

1,09

-7,1

ЛЭП

4

13

- Штыково

0,52

1,09

-7,1

ЛЭП

14

15

Западная - Кипарисово

5

8,58

-53,5

ЛЭП

15

16

Кипарисово - Раздольное 1

2,27

3,89

-24,2

ЛЭП

16

17

Раздольное 1 - Пушкинская

1,82

3,86

-24,5

ЛЭП

17

18

Пушкинская - Давыдовка

6,26

13,27

-85,5

ЛЭП

18

14

Давыдовка - Западная

5,17

8,64

-49,6

ЛЭП

16

19

Раздольное 1 - Раздольное 2

0,2

0,34

-2,1

ЛЭП

19

20

Раздольное 2 - Тереховка

2,74

4,7

-29,3

ЛЭП

20

21

Тереховка - Уссурийск 1

5,48

9,39

-58,5

ЛЭП

21

22

Уссурийск 1 - Студгородок

0,52

0,9

-5,6

ЛЭП

21

2

Уссурийск 1 - 2с АТЭЦ 110

5,72

12,55

-158,2

ЛЭП

22

23

Студгородок - 3

0,9

1,54

-9,6

ЛЭП

23

24

3 - Гранит

0,47

0,81

-5,1

ЛЭП

24

28

Гранит - 1с Уссурийск 2 110

1,75

3,65

-23,4

ЛЭП

23

25

3 - Промышленная

1,57

2,69

-16,8

ЛЭП

25

26

Промышленная - Новоникольск

0,26

0,45

-2,8

ЛЭП

26

24

Новоникольск - Гранит

0,25

0,43

-2,7

ЛЭП

25

27

Промышленная - Полевая

7,08

12,14

-75,6

ЛЭП

27

28

Полевая - 1с Уссурийск 2

10,08

14,29

-85,9

Тр-р

30

28

1с Уссурийск 2 220 - 1с Уссурийск 2 110

0,55

59,2

0

0,558

Тр-р

31

29

2с Уссурийск 2 220 - 2с Уссурийск 2 110

0,55

59,2

0

0,558

Тр-р

31

29

2с Уссурийск 2 220 - 2с Уссурийск 2 110

0,55

59,2

0

0,558

ЛЭП

21

32

Уссурийск 1 - УКФ

0,91

3,09

-21,4

ЛЭП

32

33

УКФ - Междуречье

0,67

2,26

-15,7

ЛЭП

33

29

Междуречье - 2с Уссурийск 2

1,31

4,43

-30,7

ЛЭП

14

34

Западная - Надеждинская-тяга

3,25

6,89

-44,3

ЛЭП

34

35

Надеждинская-тяга - Уссур-тяга

9,49

19,88

-127,7

ЛЭП

35

29

Уссур-тяга - 2с Уссурийск 2

4,74

6,73

-40,7

ЛЭП

30

36

1с Уссурийск 2 220 - Владивосток

5,08

22,24

-136,8

Продолжение таблицы 7

1

2

3

4

5

6

7

8

ЛЭП

36

37

Владивосток - Аэропорт

1,52

8,52

-125,3

ЛЭП

37

5

Аэропорт - 1с АТЭЦ 220

0,71

3,99

-25,6

ЛЭП

36

38

Владивосток - Волна 220

4,59

20,08

-123,6

Тр-р

38

39

Волна 220 -

0,55

59,2

0

1

Тр-р

38

51

Волна 220 -

0,55

59,2

0

1

Тр-р

39

40

- Волна 110

3,2

131

0

0,5

Тр-р

51

52

- Волна 110

3,2

131

0

0,5

ЛЭП

38

42

Волна 220 - Зеленый угол

1,12

4,79

-30,1

Тр-р

42

43

Зеленый угол 220 -

1,4

104

0

1

Тр-р

42

53

Зеленый угол 220 -

1,4

104

0

1

Тр-р

53

44

- Зеленый угол 110

1,4

0

0,516

Тр-р

43

44

- Зеленый угол 110

1,4

0

0,516

ЛЭП

42

36

Зеленый угол 220 - Владивосток

5,25

22,99

-141,5

ЛЭП

42

46

Зеленый угол 220 - ВТЭЦ 2

0,21

0,91

-5,6

Тр-р

46

47

ВТЭЦ 2 -

1,4

51,5

0

0,05

Сопротивления линий рассчитывались в программе Mathcad 15 и приведены в приложении.

1.4.2 Анализ текущего режима

Расчёт нормального режима производится для оценки возможности качественного электроснабжения потребителей.

Результаты расчета нормального установившегося режима сведены в таблицы 8 - 9 и представлены на листах графической части дипломного проекта.

Рисунок 3 – Схема нормального режима RastrWin

Таблица 8 – Расчетные значения токов схемы

Участок

Марка провода

I нач,

А

I кон,

А

1

2

3

4

1с АТЭЦ 110 - 2с АТЭЦ 110

АС-150

303

303

2с АТЭЦ 110 - оп. 15

М-70

198

198

2с АТЭЦ 110 - Шахта 7

М-70

394

395

Западная - оп. 15

АС-150

192

190

оп. 15-оп.17

АС-150

277

277

оп. 15- Штыково

АС-120

203

202

Западная - Кипарисово

АС-120

27

29

Кипарисово - Раздольное 1

АС-150

33

34

Раздольное 1 - Пушкинская

АС-120

135

136

Пушкинская - Давыдовка

АС-120

134

135

Давыдовка - Западная

АС-120

231

230

Раздольное 1 - Раздольное 2

АС-120

210

210

Раздольное 2 - Тереховка

АС-120

216

216

Тереховка - Уссурийск 1

АС-120

220

219

Уссурийск 1 - Студгородок

М-95

220

220

Уссурийск 1 - 2с АТЭЦ 110

АС-120

82

73

Студгородок - 3

АС-120

241

241

3 - Гранит

АС-120

229

229

Гранит - 1с Уссурийск 2 110

АС-120

480

479

3 - Промышленная

АС-120

46

47

Промышленная - Новоникольск

АС-120

92

92

Новоникольск - Гранит

АС-120

180

180

Промышленная - Полевая

АС-95

87

92

Полевая - 1с Уссурийск 2 110

АС-240

158

155

Уссурийск 1 - УКФ

АС-240

249

248

УКФ - Междуречье

АС-240

259

259

Междуречье - 2с Уссурийск 2 110

АС-150

299

299

Западная - оп. 15

АС-150

88

89

оп. 15-оп.17

АС-95

194

194

оп. 15- Штыково

АСО-300

236

235

Западная - оп. 15

АС-150

192

190

Шахта 7 - Западная

АС-150

208

208

Из результатов расчета режима изображенном на рисунке 3 и таблицы 8 можно сделать вывод что линии сильно загружены, но токи не превышают допустимые пределы.

Таблица 9 - Расчетные значения напряжений узлов

Узел

Название

U ном, В

U расч, В

1

2

3

4

36

Владивосток

220

235,62

3

АТЭЦ

10

10,7

13

Штыково

110

121

27

Полевая

110

118

30

1с Уссурийск 2 220

220

230

52

Волна 110

110

121

1

1с АТЭЦ 110

110

120,8

2

2с АТЭЦ 110

110

120,78

5

1с АТЭЦ 220

220

229,29

6

2с АТЭЦ 220

220

229,28

10

Шахта 7

110

118,27

12

Кролевцы

110

119,77

14

Западная

110

117,63

15

Кипарисово

110

117,39

16

Раздольное 1

110

117,29

17

Пушкинская

110

116,81

18

Давыдовка

110

115,09

19

Раздольное 2

110

117,36

20

Тереховка

110

118,26

21

Уссурийск 1

110

120,07

22

Студгородок

110

120,15

23

3

110

120,33

24

Гранит

110

120,47

25

Промышленная

110

120,25

26

Новоникольск

110

120,33

28

1с Уссурийск 2 110

110

122,45

29

2с Уссурийск 2 110

110

122,46

31

2с Уссурийск 2 220

220

229,93

32

УКФ

110

120,75

33

Междуречье

110

121,28

34

Надеждинская-тяга

110

117,68

35

Уссур-тяга

110

120,45

37

Аэропорт

220

231,34

38

Волна 220

220

230,56

40

Волна 110

110

120,95

42

Зеленый угол 220

220

229,44

44

Зеленый угол 110

110

118,59

46

ВТЭЦ 2

220

228,75

48

Чайка

110

119,12

49

Спутник

110

118,41

50

Промузел

110

118,31

Напряжения находятся в пределах нормы.

1.4.3 Анализ перспективного режима

В нормальном перспективном режиме включено всё необходимое оборудование для наиболее экономичной передачи электрической мощности.

Результаты расчета нормального перспективного установившегося режима сведены в таблицы 10 - 11 и представлены на листах графической части дипломного проекта.

Рисунок 4 – Схема перспективного режима RastrWin

Таблица 10 – Расчетные значения токов схемы

Участок

Марка провода

I нач,

А

I кон,

А

1

2

3

4

1с АТЭЦ 110 - 2с АТЭЦ 110

АС-150

503

503

2с АТЭЦ 110 - оп. 15

М-70

198

198

2с АТЭЦ 110 - Шахта 7

М-70

394

395

Западная - оп. 15

АС-150

192

190

оп. 15-оп.17

АС-150

277

277

оп. 15- Штыково

АС-120

203

202

Западная - Кипарисово

АС-120

27

29

Кипарисово - Раздольное 1

АС-150

33

34

Раздольное 1 - Пушкинская

АС-120

135

136

Пушкинская - Давыдовка

АС-120

134

135

Давыдовка - Западная

АС-120

231

230

Раздольное 1 - Раздольное 2

АС-120

210

210

Раздольное 2 - Тереховка

АС-120

216

216

Тереховка - Уссурийск 1

АС-120

220

219

Уссурийск 1 - Студгородок

М-95

220

220

Уссурийск 1 - 2с АТЭЦ 110

АС-120

82

73

Студгородок - 3

АС-120

241

241

3 - Гранит

АС-120

229

229

Гранит - 1с Уссурийск 2 110

АС-120

480

479

3 - Промышленная

АС-120

46

47

Промышленная - Новоникольск

АС-120

92

92

Новоникольск - Гранит

АС-120

180

180

Промышленная - Полевая

АС-95

87

92

Полевая - 1с Уссурийск 2 110

АС-240

158

155

Уссурийск 1 - УКФ

АС-240

249

248

УКФ - Междуречье

АС-240

259

259

Междуречье - 2с Уссурийск 2 110

АС-150

299

299

Западная - оп. 15

АС-150

88

89

оп. 15-оп.17

АС-95

194

194

оп. 15- Штыково

АСО-300

236

235

Шахта 7 - Западная

АС-150

208

208

Из результатов расчета перспективного режима изображенном на рисунке 4 и таблицы 10 можно сделать вывод что линии перегружены и токи превышают допустимые пределы. Поэтому необходимо производить реконструкцию линии.

Таблица 11 - Расчетные значения напряжений узлов

Узел

Название

U ном, В

U расч, В

1

2

3

4

36

Владивосток

220

235,62

3

АТЭЦ

10

10,7

13

Штыково

110

121

27

Полевая

110

118

30

1с Уссурийск 2 220

220

230

52

Волна 110

110

121

1

1с АТЭЦ 110

110

120,8

2

2с АТЭЦ 110

110

120,78

5

1с АТЭЦ 220

220

229,29

6

2с АТЭЦ 220

220

229,28

10

Шахта 7

110

118,27

12

Кролевцы

110

119,77

14

Западная

110

117,63

15

Кипарисово

110

117,39

16

Раздольное 1

110

117,29

17

Пушкинская

110

116,81

18

Давыдовка

110

115,09

19

Раздольное 2

110

117,36

20

Тереховка

110

118,26

21

Уссурийск 1

110

120,07

22

Студгородок

110

120,15

23

3

110

120,33

24

Гранит

110

120,47

25

Промышленная

110

120,25

26

Новоникольск

110

120,33

28

1с Уссурийск 2 110

110

122,45

29

2с Уссурийск 2 110

110

122,46

31

2с Уссурийск 2 220

220

229,93

32

УКФ

110

120,75

33

Междуречье

110

121,28

34

Надеждинская-тяга

110

117,68

35

Уссур-тяга

110

120,45

37

Аэропорт

220

231,34

38

Волна 220

220

230,56

40

Волна 110

110

120,95

42

Зеленый угол 220

220

229,44

44

Зеленый угол 110

110

118,59

46

ВТЭЦ 2

220

228,75

48

Чайка

110

119,12

49

Спутник

110

118,41

50

Промузел

110

118,31

Напряжения находятся в пределах нормы.

1.4.4 Анализ аварийных режимов

Рассмотрим аварийные режимы с поочередным отключением линий на головном участке.

Результаты расчёта ПА режимов сведены в таблицы 12-19

-Отключение линии АТЭЦ-Западная

Рисунок 5 – Схема послеаварийного режима RastrWin с отключением линии АТЭЦ-Западная.

Таблица 12 – Расчетные значения токов схемы

Участок

Марка провода

I нач,

А

I кон,

А

1

2

3

4

1с АТЭЦ 110 - 2с АТЭЦ 110

АС-150

803

803

2с АТЭЦ 110 - оп. 15

М-70

198

198

2с АТЭЦ 110 - Шахта 7

М-70

394

395

Шахта 7 - Западная

АС-150

208

208

Западная - оп. 15

АС-150

192

190

оп. 15-оп.17

АС-150

277

277

оп. 15- Штыково

АС-120

203

202

Западная - Кипарисово

АС-120

27

29

Кипарисово - Раздольное 1

АС-150

33

34

Раздольное 1 - Пушкинская

АС-120

135

136

Пушкинская - Давыдовка

АС-120

134

135

Давыдовка - Западная

АС-120

231

230


Продолжение таблицы 12

1

2

3

4

Раздольное 1 - Раздольное 2

АС-120

210

210

Раздольное 2 - Тереховка

АС-120

216

216

Тереховка - Уссурийск 1

АС-120

220

219

Уссурийск 1 - Студгородок

М-95

220

220

Уссурийск 1 - 2с АТЭЦ 110

АС-120

82

73

Студгородок - 3

АС-120

241

241

3 - Гранит

АС-120

229

229

Гранит - 1с Уссурийск 2 110

АС-120

480

479

3 - Промышленная

АС-120

46

47

Промышленная - Новоникольск

АС-120

92

92

Новоникольск - Гранит

АС-120

180

180

Промышленная - Полевая

АС-95

87

92

Полевая - 1с Уссурийск 2 110

АС-240

158

155

Уссурийск 1 - УКФ

АС-240

249

248

УКФ - Междуречье

АС-240

259

259

Междуречье - 2с Уссурийск 2 110

АС-150

299

299

Западная - оп. 15

АС-150

88

89

оп. 15-оп.17

АС-95

194

194

оп. 15- Штыково

АСО-300

236

235

Из результатов расчета послеаварийного режима изображенном на рисунке 5 и таблицы 12 можно сделать вывод что линии перегружены и токи превышают допустимые пределы.

Таблица 13 - Расчетные значения напряжений узлов

Узел

Название

U ном, В

U расч, В

1

2

3

4

36

Владивосток

220

235,62

3

АТЭЦ

10

10,7

13

Штыково

110

121

27

Полевая

110

118

30

1с Уссурийск 2 220

220

230

52

Волна 110

110

121

1

1с АТЭЦ 110

110

120,8

2

2с АТЭЦ 110

110

120,78

5

1с АТЭЦ 220

220

229,29

6

2с АТЭЦ 220

220

229,28

10

Шахта 7

110

118,27

12

Кролевцы

110

119,77

14

Западная

110

117,63

15

Кипарисово

110

117,39

16

Раздольное 1

110

117,29

17

Пушкинская

110

116,81


Продолжение таблицы 13

1

2

3

4

18

Давыдовка

110

115,09

19

Раздольное 2

110

117,36

20

Тереховка

110

118,26

21

Уссурийск 1

110

120,07

22

Студгородок

110

120,15

23

3

110

120,33

24

Гранит

110

120,47

25

Промышленная

110

120,25

26

Новоникольск

110

120,33

28

1с Уссурийск 2 110

110

122,45

29

2с Уссурийск 2 110

110

122,46

31

2с Уссурийск 2 220

220

229,93

32

УКФ

110

120,75

33

Междуречье

110

121,28

34

Надеждинская-тяга

110

117,68

35

Уссур-тяга

110

120,45

37

Аэропорт

220

231,34

38

Волна 220

220

230,56

40

Волна 110

110

120,95

42

Зеленый угол 220

220

229,44

44

Зеленый угол 110

110

118,59

46

ВТЭЦ 2

220

228,75

48

Чайка

110

119,12

Напряжения находятся в пределах нормы.

-Отключение линии (АТЭЦ-Уссурийск 1)

Рисунок 6 – Схема послеаварийного режима RastrWin с отключенной линией АТЭЦ-Уссурийск 1

Таблица 14 – Расчетные значения токов схемы

Участок

Марка провода

I нач,

А

I кон,

А

1

2

3

4

1с АТЭЦ 110 - 2с АТЭЦ 110

АС-150

803

803

2с АТЭЦ 110 - оп. 15

М-70

198

198

2с АТЭЦ 110 - Шахта 7

М-70

394

395

Шахта 7 - Западная

АС-150

208

208

Западная - оп. 15

АС-150

192

190

оп. 15-оп.17

АС-150

277

277

оп. 15- Штыково

АС-120

203

202

Западная - Кипарисово

АС-120

27

29

Кипарисово - Раздольное 1

АС-150

33

34

Раздольное 1 - Пушкинская

АС-120

135

136

Пушкинская - Давыдовка

АС-120

134

135

Давыдовка - Западная

АС-120

231

230

Раздольное 1 - Раздольное 2

АС-120

210

210

Раздольное 2 - Тереховка

АС-120

216

216

Тереховка - Уссурийск 1

АС-120

220

219

Уссурийск 1 - Студгородок

М-95

220

220

Уссурийск 1 - 2с АТЭЦ 110

АС-120

82

73

Студгородок - 3

АС-120

241

241

3 - Гранит

АС-120

229

229

Гранит - 1с Уссурийск 2 110

АС-120

480

479

3 - Промышленная

АС-120

46

47

Промышленная - Новоникольск

АС-120

92

92

Новоникольск - Гранит

АС-120

180

180

Промышленная - Полевая

АС-95

87

92

Полевая - 1с Уссурийск 2 110

АС-240

158

155

Уссурийск 1 - УКФ

АС-240

249

248

УКФ - Междуречье

АС-240

259

259

Междуречье - 2с Уссурийск 2 110

АС-150

299

299

Западная - оп. 15

АС-150

88

89

оп. 15-оп.17

АС-95

194

194

оп. 15- Штыково

АСО-300

236

235

Из результатов расчета послеаварийного режима изображенном на рисунке 6 и таблицы 14 можно сделать вывод что линии перегружены и токи превышают допустимые пределы.

Таблица 15 - Расчетные значения напряжений узлов -Отключение линии (АТЭЦ-Уссурийск 1)

Узел

Название

U ном, В

U расч, В

1

2

3

4

36

Владивосток

220

235,62

3

АТЭЦ

10

10,7

13

Штыково

110

121

27

Полевая

110

118

30

1с Уссурийск 2 220

220

230

52

Волна 110

110

121

1

1с АТЭЦ 110

110

120,8

2

2с АТЭЦ 110

110

120,78

5

1с АТЭЦ 220

220

229,29

6

2с АТЭЦ 220

220

229,28

10

Шахта 7

110

118,27

12

Кролевцы

110

119,77

14

Западная

110

117,63

15

Кипарисово

110

117,39

16

Раздольное 1

110

117,29

17

Пушкинская

110

116,81

18

Давыдовка

110

115,09

19

Раздольное 2

110

117,36

20

Тереховка

110

118,26

21

Уссурийск 1

110

120,07

22

Студгородок

110

120,15

23

3

110

120,33

24

Гранит

110

120,47

25

Промышленная

110

120,25

26

Новоникольск

110

120,33

28

1с Уссурийск 2 110

110

122,45

29

2с Уссурийск 2 110

110

122,46

31

2с Уссурийск 2 220

220

229,93

32

УКФ

110

120,75

33

Междуречье

110

121,28

34

Надеждинская-тяга

110

117,68

35

Уссур-тяга

110

120,45

37

Аэропорт

220

231,34

38

Волна 220

220

230,56

40

Волна 110

110

120,95

42

Зеленый угол 220

220

229,44

44

Зеленый угол 110

110

118,59

46

ВТЭЦ 2

220

228,75

48

Чайка

110

119,12

49

Спутник

110

118,41

50

Промузел

110

118,31

Из результатов расчета послеаварийного режима изображенном на рисунке 6 и таблицы 15 можно сделать вывод что линии сильно загружены и токи превышают допустимые пределы.


1.5 Разработка и технический анализ вариантов реконструкции электрических сетей

1.5.1 Разработка вариантов конфигурации электрических сетей при реконструкции

Первый вариант заключается в реконструкции нетиповых ОРУ и усилении существующей сети посредством реконструкции ВЛ 110 кВ

«Шахта 7-АТЭЦ». Этот вариант показан на рисунке 7.

Рисунок 7 – Первый вариант реконструкции сети


Второй вариант реконструкции показан на рисунке 8 и заключается в строительстве новой линии «АТЭЦ-Западная» резервирующей линии «АТЭЦ-Шахта 7» и «Шахта 7-Западная».

Рисунок 8 – Второй вариант реконструкции сети

Из двух вариантов выбираем первый, так-как у него приведенные затраты меньше. Расчёт приведенных затрат приведен в Приложении А.

1.6 Выбор числа и мощности трансформаторов

В данном разделе рассматривается выбор количества и мощности силовых трансформаторов, устанавливаемых на ПС «Шахта 7» в связи с увеличением нагрузок с учетом на перспективу.

Выбор числа и мощности трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности осуществляется в зависимости от категорийности потребителей. Если в составе нагрузки подстанции имеются потребители 1-й категории, то число устанавливаемых трансформаторов на подстанции должно быть не менее двух. Установка на подстанции более двух трансформаторов не рекомендуется и должна быть обоснована специально [4].

В данном проекте, как говорилось ранее, отсутствуют потребители первой категории, следовательно, достаточно наличие двух взаиморезервирующих источников питания. Исходя из вышесказанного, делаем вывод о том, что на подстанции требуется установка двух трансформаторов.

Расчетная мощность двухобмоточного трансформатора для подстанции определяется по следующей формуле (МВА) [4]:

(10)

где – расчётная мощность трансформатора (МВА);

,– средняя активная мощность в зимний период передаваемая соответственно трансформатором в сеть низкого и среднего напряжения (МВт);

, – реактивная мощность в зимний период передаваемая соответственно трансформатором в сеть низкого и среднего напряжения определенная согласно оптимизации режима работы сети (МВАр);

– число трансформаторов;

– оптимальный коэффициент загрузки для двухтрансформаторной подстанции (0,7) .

Проверка выбранного трансформатора осуществляется по коэффициенту загрузки в нормальном и послеаварийном режиме работы:

(11)

(12)

К послеаварийному режиму работы относится отключение по защите одного из трансформаторов.

Выбираем марку и мощность трансформаторов устанавливаемых на ПС «Шахта 7» с учетом прогнозирования нагрузки, расчетная мощность трансформатора:

(МВА)

Выбираем двухобмоточный трансформатор типа ТРДН 25000/110 с номинальной мощностью 25000 МВА, номинальное напряжение низкой стороны 6 кВ. Охлаждение осуществляется принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, трансформатор имеет устройство регулирования напряжения под нагрузкой. Определяем коэффициенты загрузки в нормальном и послеаварийном режиме работы:

Коэффициенты загрузки в нормальном и послеаварийном режимах работы имеют приемлемые значения. Следовательно, данный тип трансформатора оставляем.

1.7 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания производится для выбора и проверки электрических аппаратов и проводников на станциях и подстанциях. Значения периодической составляющей тока КЗ Iпо, периодической составляющей тока КЗ в момент отключения Iпt, апериодической составляющей тока КЗ в момент отключения iat в заданной точке необходимо для проверки коммутационной способности выключателя, значение ударного тока КЗ iуд необходимо для проверки электродинамической стойкости коммутационных аппаратов и трансформаторов тока.

Данный расчет проводился для выбора оборудования на всех РУ ПС «Шахта 7». Расчетные точки КЗ показаны на рисунке 9.

Рисунок 9 – Расчетное место КЗ

Расчет токов КЗ начинается с выбора расчетного места КЗ. Место выбирается таким образом, чтобы выявить наиболее тяжелый случай КЗ.

Подробный расчет токов короткого замыкания проводим для точки К2.

При расчете токов КЗ приняты следующие допущения: при определении сопротивления системы со стороны ПС «Западная» и «АТЭЦ» используется расчетные данные о токах короткого замыкания с учетом перспективы, при этом расчетный ток трехфазного короткого замыкания на шинах 110 кВ ПС «Западная» составляет 8,3 кА, а со стороны «АТЭЦ» 26,7 кА. Расчет проводится приближенным методом с использованием относительных единиц. На рисунке 10 представлена схема замещения участка сети для расчета токов КЗ.

Рисунок 10 – Схема замещения

Принимаем базисные условия: базисная мощность [1]:

  1. Sб = 10 (МВА),
  2. базисное напряжение на стороне 110 (кВ) Uб 110 = 115,
  3. базисное напряжение на стороне 6 (кВ) Uб 6 = 6,6
  4. ЭДС и сопротивление нагрузки соответственно равны 0,85 и 0,35 (о.е.)

Базисный ток на стороне высокого и низкого напряжения рассчитываем по соответствующей формуле (кА):

(13)

где , – базисные ток и напряжение на одной ступени номинального напряжения;

(кА)

(кА)

Определяем индуктивные сопротивления элементов в относительных единицах приведенные к базисным условиям (о.е.) [8]:

Сопротивление энергосистемы со стороны шин 110 кВ (ПС «Биробиджан»):

(14)

(о.е.)

где – мощность короткого замыкания на шинах 110 кВ «Западная», согласно исходным данным:

Сопротивление ВЛ:

(15)

где – удельное индуктивное сопротивление ВЛ (Ом/км)

– длина ВЛ (км)

(о.е.)

(о.е.)

Определяем сопротивление трансформатора установленных на подстанции «Шахта 7» (о.е.):

(16)

(о.е.)

где , – напряжение короткого замыкания трансформатора соответствующих обмоток трансформатора (%)

Сопротивление нагрузки (в режиме зимнего максимума) (о.е.):

(17)

где , – мощность нагрузки (МВА)

(о.е.) (18)

Последовательное преобразование схемы замещения показано на рисунках 11, 12, 13:

Рисунок 11 – Преобразование схемы замещения

Рисунок 12 – Преобразование схемы замещения

Рисунок 13 – Преобразование схемы замещения

Проводим подробный расчет сопротивлений при преобразовании схемы замещения:

(о.е.)

(о.е.)

(о.е.)

(о.е.)

(о.е.)

(о.е.)

(о.е.)

Определяем начальное значение периодической составляющей тока КЗ в расчетной точке К1:

(кА) (19)

Значение апериодической составляющей тока короткого замыкания определяется по следующей формуле:

(20)

где – апериодическая составляющая тока короткого замыкания (кА)

– периодическая составляющая тока короткого замыкания в начальный момент времени (кА)

Tов – время отключения выключателя с учетом работы защиты (сек), в данном случае принимается 0,6 сек.

Tа – постоянная времени.

Определяем значение апериодической составляющей тока короткого замыкания на примере первой точки:

(кА)

Постоянная времени определяется по следующей формуле [1]:

(21)

где – результирующее индуктивное сопротивление до точки короткого замыкания (о.е.)

– результирующее активное сопротивление до точки короткого замыкания (о.е.)

– угловая частота (314 рад/сек.)

Определяем постоянную времени для первой точки:

Результирующее активное сопротивление до точки короткого замыкания определяется аналогично индуктивному сопротивлению.

Значение ударного тока короткого замыкания определяется по следующей формуле:

(22)

(кА)

Аналогично проводится расчет токов короткого замыкания для точки 2 и 3 результаты расчета сводятся в таблицу 17:

Таблица 17 – Результаты расчета токов короткого замыкания

Расчетная точка короткого замыкания

,(кА)

, (кА)

,(кА)

K1

10,4

12,07

24,3

K2

16,3

18,8

38,03

1.8 Выбор оборудования РУ ПС «Шахта-7»

Выбор оборудования РУ ведется на основе данных расчета токов КЗ, выбранной схемы РУ, характера потребителей электроэнергии и климатических условий района размещения подстанции. Также для выбора оборудования РУ необходимы данные о максимальных рабочих токах, которые определяются из расчета режимов. Значения максимальных рабочих токов указаны в таблице 23. В данном разделе проводится выбор и проверка следующего подстанционного оборудования: выключатели, разъединители, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, гибкая ошиновка, нелинейные ограничители перенапряжений.

Таблица 18 – Максимальные рабочие токи в РУ ПС «Шахта-7»

Номинальное напряжение (кВ)

Максимальный рабочий ток (А)

110

200,5

6

2450

1.8.1 Выбор выключателей

Выбор выключателей на стороне 110 кВ.

Выбор выключателей осуществляется по номинальному напряжению и номинальному току [8]:

(23)

(24)

Напряжение сети 110 кВ.

Первоначально принимаем для установки на ПС «Шахта-7» элегазовый выключатель марки ВГУ-110 II-20/2500У1. Привод выключателя – пневматический.

Дугогасительное устройство работает на принципе пневматического дутья. Выключатель снабжен фильтром для поглощения влаги и продуктов разложения элегаза.

Шкаф управления оснащен пневматическим приводом, который производит отключение выключателя при подаче воздуха в над поршневое пространство привода. В отключенном положении контакты удерживаются с помощью механической защелки.

Включение осуществляется при помощи пружин при выбивании защелки привода. Связь между приводом и гасительным устройством осуществляется посредством изоляционной тяги, размещенной в опорной колонке.

Данного типа выключатели обладают следующими преимуществами:

- взрыво- и пожаробезопасность;

- высокая стойкость при коммутации номинальных токов и номинальных токов отключения. Для элегазовых выключателей – до 5000 отключений номинальных токов и 20-50 отключений номинальных токов отключения:

- отсутствие в процессе работы внешних эффектов и загрязнений окружающей среды;

- отсутствие дополнительных динамических нагрузок на фундамент при коммутации токов КЗ.

Выбранный выключатель проверяется на коммутационную способность, электродинамическую стойкость, термическую стойкость.

Термическая стойкость проверяется по выражению:

(25)

где - ток термической стойкости;

- время термической стойкости,

- интеграл Джоуля.

Электродинамическая стойкость проверяется по выражению:

(26)

где - предельный сквозной ток выключателя;

- ток электродинамической стойкости аппарата.

Значение можно определить по формуле:

(27)

где - периодическая составляющая тока КЗ (кА);

- время отключения выключателя (сек);

- постоянная времени.

Сравнение параметров выключателя со значениями, полученными при расчете токов КЗ показаны в таблице 19:

Таблица 19 – Выбор и проверка выключателей 110 кВ

Номинальные параметры выключателя

Расчетные данные

Условия выбора и проверки

Номинальное напряжение Uном (кВ)

110

110

Номинальный ток Iном (А)

2500

 200.5

Номинальный ток включения Iвкл (кА)

20

10.4

Наибольший пик тока включения Iпик, Iуд, (кА)

102

24.3

Номинальный ток отключения

Iоткл (кА)

20

10.4

Номинальное значение апериодической составляющей, Iа (кА)

12

Предельный сквозной ток Iпрскв, Iуд (кА)

102

24.3

Термическая стойкость, Iтерtтер

(кА2с)

54.96

Выключатель проходит по всем параметрам.

Выбор выключателей на стороне 6 кВ.

Так как распределительное устройство низкой стороны 6 кВ выполнено в виде КРУН, следовательно выключатель на низкое напряжении укомплектован в ячейки. Выполним выбор комплектного распределительного устройства наружной установки в пункте 1.8.8.

Выключатели проходят по всем параметрам.

1.8.2 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей 110 кВ. Выбор разъединителей аналогичен выбору выключателей, но отсутствует проверка на коммутационную способность, т.к. разъединители не предназначены для размыкания цепей под нагрузкой [8].

По напряжению и максимальному рабочему току выберем разъединители марки РНДЗ-110/1000 ХЛ1 (разъединитель для наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами), номинальный рабочий ток 1000 А.

Сравнение параметров выбранного разъединителя со значениями, полученными при расчете токов КЗ показано в таблице 20.

Таблица 20 – Выбор и проверка разъединителей 110 кВ

Номинальные параметры разъединителя

Расчетные данные

Условия выбора и проверки

Номинальное напряжение Uном (кВ)

110

110

Номинальный ток Iном (А)

1000

 200.5

Предельный сквозной ток Iпрскв, Iуд (кА)

80

10.4

Термическая стойкость, Iтерtтер

(кА2с)

54,96

Число заземляющих ножей и соответственно тип разъединителя определяется местом установки.

1.8.3 Выбор трансформаторов тока

Номинальный ток трансформатора тока должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.

Вторичная нагрузка трансформаторов тока состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:

(28)

Сопротивление контактов принимается равным =0,1 Ом. Сопротивление соединительных проводов можно рассчитать по формуле:

(29)

где =0,0283 (Ом·мм2)/м – удельное сопротивление алюминия;

- длина соединительных проводов, для РУ 110 кВ подстанции принимается 100 м, для РУ6 кВ - 60 м ;

- сечение соединительного провода, = 4 мм2.

Таким образом, сопротивление соединительных проводов (для 110 кВ):

(Ом)

Сопротивление соединительных проводов (для 6 кВ):

(Ом)

Сопротивление приборов определяется по формуле:

(30)

где - мощность, потребляемая приборами;

- вторичный номинальный ток трансформатора тока, =1А.

Для измерения всех необходимых величин предлагается установить трехфазный измерительный комплекс Меркурий 233. Расчет нагрузки наиболее загруженной фазы для РУ приведен в таблице 21, 22, 23.

Таблица 21 – Вторичная нагрузка трансформаторов тока 110 кВ

Прибор

Тип

Нагрузка фазы, В·А

Амперметр

Э-350

0,5

Ваттметр

Д-335

0,5

Варметр

Д-335

0,5

Счетчик АЭ

Меркурий 233

0,12

Счетчик РЭ

Таблица 22 – Вторичная нагрузка трансформаторов тока 6 кВ

Прибор

Тип

Нагрузка фазы, В·А

Амперметр

Э-350

0,5

Счетчик АЭ

Меркурий 233

0,12

Счетчик РЭ

Мощность наиболее загруженной фазы на напряжении 110 =1,62 ВА. Тогда сопротивление приборов:

(Ом)

Мощность наиболее загруженной фазы на напряжение 6 кВ = 0,62 ВА. Тогда сопротивление приборов:

(Ом)

Вторичная нагрузка трансформатора тока (на стороне 110 кВ):

(Ом)

Вторичная нагрузка трансформатора тока (на стороне 6 кВ):

(Ом)

Принимаем трансформатор тока на стороне 110 кВ ТОЛ-110 III, с номинальным током первичной обмотки 630 А.