Розрахунок режимів проектованої електричної мережі

Виходячи з даного аналізу схеми електричної мережі та відстаней між діючими ПС даного регіону, враховуючи що ПС Ст. Самбір є вузловою ПС, розглядаємо варіант розвитку електричної мережі за умови, що лінію Ст.Самбір – Глибока виконана двоколовою проводами марки АС-120/19 з приєднанням різних кіл ліній до різних шин ПС Ст.Самбір.

На рис.3.1 зображена схема варіанту розвитку електричної мережі даного регіону.

 

Рис. 3.1. Схема варіанту розвитку електричної мережі.

3.1. Вибір трансфоматорів ПС Глибока

 

Для вибору типу трансформаторів визначаємо навантаження ПС.

 

;

.

 

Розрахункову потужність трансформатора з врахуванням умови  встановлення на ПС двох трансформаторів визначаємо за формулою:

 

S_ТР=S/1,4=13,48/1,4=9,6МВ•А.

 

Отже, на ПС необхідно  встановити два трансформатори потужністю 10 МВ•А кожен.

Вибираємо трансформатори  типу ТДН-10000/110.

Параметри трансформатора:

S_ном=10 МВ∙А; U_ВН=115 кВ; U_НН=11 кВ; ∆P_Х=14 кВт;

∆P_К=60 кВт; І_Х=0,7 %; Uк=10,5 %; ∆Q_Х=70 квар;

R=7,95 Ом;  X=139 Ом.

В табл.3.1 наведено характеристики ліній проектованої електромережі.

Таблиця 3.1.

Характеристики проектованої електричної мережі

№п/п	Лінія		Марка проводу	Довжина лінії, км	Актив-ний опір лінії, R(Ом)	Реак-тивний опір лінії, X(Ом)	Ємнісна повідність лінії, B(мкСм)
	Початок	Кінець
1.	Борислав	Страшевичі	АС-185/29	32,3	5,233	13,34	88
2.	Страшевичі	Ст.Самбір	АС-185/29	9,4	1,523	3,882	25
3.	Ст.Самбір	Глибока	АС-120/19	13,0	3,237	5,551	39
4.	Глибока	Чижки	АС-150/24	14,10	2,792	5,922	38

4. Розрахунок режимів проектованої

 електричної мережі

 

 

Схема варіанту розвитку електричної мережі наведена на рис.3.1. Метою електричного розрахунку мережі є визначення координат режиму, тобто напруг  у вузлах, струмів та потужностей на всіх ділянках мережі.

Координати режиму мережі в процесі її експлуатації неперервно змінюються, оскільки мають місце  зміни навантаження внаслідок експлуатаційного чи аварійного вимкнення елементів  мережі.

Напруга на шинах НН підстанцій повинна становити:

• у максимальному режимі Umax=(1,05-1,08)∙Uном;
• у післяаварійному режимі Uп/а>=Uном;
• у мінімальному режимі Umin>=Uном.

Максимальний режим – режим, при якому споживачі характеризуються максимальним споживанням потужності.

Результати розрахунку максимального режиму роботи електричної мережі приведені в додатку Б.

Для підтримання напруги  на необхідному рівні здійснюємо регулювання за допомогою РПН. Результати розрахунків приведені в табл.4.1.

Таблиця 4.1.

Значення напруги на шинах НН з врахуванням відгалуження РПН

Підстанції		Дійсна напруга на шинах, кВ	Бажана напруга на шинах, кВ	№ відгалу-ження РПН	Тип РПН	Напруга з врахуван-ням  РПН
Глибока	НН	9,427	10,5	7	±9×1,78%	10,76

 

Результати розрахунку максимального режиму роботи електричної  мережі з врахуванням дії РПН наведені в додатку Б.3.

Мінімальний режим –  режим, у якому споживачі характеризуються мінімальним споживанням потужності.

Результати розрахунку мінімального режиму роботи електричної мережі приведені в додатку В.1.

В мінімальному режимі бажана напруга на шинах НН повинна відповідати співвідношенню U>=Uном. Для забезпечення необхідної напруги здійснюємо регулювання РПН. Результати розрахунку приведені в табл. 4.2.              Таблиця 4.2.

Значення напруги на шинах НН з врахуванням відгалуження РПН

Підстанції		Дійсна напруга на шинах, кВ	Бажана напруга на шинах, кВ	№ відгалу-ження РПН	Тип РПН	Напруга з врахуван-ням  РПН
Глибока	НН	10,207	10	-1	±9×1,78%	10,025

 

Післяаварійний режим  – режим, що наступає після аварійного вимкнення окремих елементів мережі. За розрахунковий післяаварійний режим приймаємо найважчий з режимів, який виникає при вимкненні одного кола лінії Ст.Самбір-Глибока в період максимального навантаження в мережі. Цей режим характеризується найбільшими втратами напруги та потужності і тому є режимом, за координатами якого перевіряємо правильність проектування мережі з точки зору відхилень напруги та допустимих струмів. Оскільки цей режим неосновний, то в ньому допускається короткочасне зниження напруги на шинах ВН підстанцій до 0,95∙Uном.

Результати розрахунку післяаварійного режиму приведені в додатку Г.

Для забезпечення необхідної напруги на шинах НН визначаємо необхідне відгалуження РПН. Результати розрахунку зводимо в табл. 4.3.

Таблиця 4.3.

Значення напруги на шинах НН з врахуванням відгалуження РПН

Підстанції		Дійсна напруга на шинах, кВ	Бажана напруга на шинах, кВ	№ відгалу-ження РПН	Тип РПН	Напруга з врахуван-ням  РПН
Глибока	НН	9,355	10	4	±9×1,78%	10,021

 

Згідно розрахункових  даних для максимального режиму роботи електричної мережі наведених в додатку Б.3. перетоки потужностей по лініях наведено в табл.4.4.

Таблиця 4.4.

Перетоки потужностей  по лініях електричної мережі для  максимального режиму роботи

№п/п	Лінія		Марка проводу	Потужність, Р(МВт)	Економ потужність згідно СПЕС, Р(МВт)
	Початок	Кінець
1.	Борислав	Страшевичі	АС-185/29	41,361	46,6
2.	Страшевичі	Ст.Самбір	АС-185/29	39,443	46,6
3.	Ст.Самбір	Глибока	АС-120/24 двоколова	7,563 по одному колу	23,7 одного кола
4.	Глибока	Чижки	АС-150/24	2,997	29,7

 

Відповідно використані  провода ліній проходять по навантаженнях.

Аналізуючи результати розрахунку максимального, мінімального та післяаварійного режимів роботи оптимального варіанту мережі можна сказати, що рівні напруг на шинах підстанцій не виходять за допустимі межі, а після регулювання відповідають необхідним показникам якості електроенергії по напрузі.

 

5. Розробка проекту підстанції „ГЛИБОКА”

 

5.1. Розрахунок струмів короткого замикання

 

Розрахунок струмів короткого замикання виконуємо за допомогою комп’ютерного комплексу „DAKAR”.

Результати розрахунку трифазних струмів короткого замикання приведені в додатку Д.

Схему заміщення електричної мережі для визначення струмів короткого замикання приведено на рис. 5.1.

В табл. 5.1. наведені розраховані струми короткого замикання.

 

Таблиця 5.1.

Значення струмів короткого  замикання.

Трифазне коротке замикання
, кА
ВН	НН
1,747	6,223

 

 

Визначення аперіодичної складової струму короткого замикання (к.з.):

;

де  τ – розрахунковий час, для якого визначаємо струм к.з.;

τ = t_св + 0.01,

Та - значення постійної часу затухання аперіодичної складової струму КЗ;

t_св – власний час вимкнення вимикача;

I_по – значення періодичної складової струму.

 

Рис. 5.1. Схема заміщення мережі для визначення струмів к.з.

 

Для спрощеня розрахунків  скористаємось усередненими значеннями Та табл. 3.8  [1]

 

Точка К1 – сторона ВН: Та = 0,02 с;

    t_св =0,02с;  τ = 0.02 + 0.01 = 0.03 с;

і_аτ =

·1,747·е^-0.03/0.02 = 0,55 кА.

 

Точка К2 – сторона НН: Та = 0,06 с;

    t_св =0,08с;  τ = 0.08 + 0.01 = 0.09 с;

і_аτ =

·6,223·е^-0.09/0.06 = 1,964 кА.

 

Розрахунок  значення ударного струму к.з.

 

Значення ударного струму к.з. розраховуємо за формулою:

;

де k_уд- ударний коефіцієнт.

Значення ударного коефіцієнта  розраховуємо за формулою

Точка К1 – сторона ВН: 

_;

і_уд = ·1,606·1,747 =3,97 кА.

 

Точка К2 – сторона НН: 

_;

і_уд = ·1,85·6,223 =16,28 кА.

 

Розрахунок  теплового імпульсу струму к.з.

 

Розрахунок теплового імпульсу розраховуємо за формулою:

Точка К1 – сторона ВН:

  Вк = 1,747²·(0,03+0,02) = 0,153 кА²·с.

Точка К2 – сторона НН:

  Вк = 6,223²·(0,09+0,06) = 5,808 кА²·с.

 

Отримані результати розрахунків зведено в табл. 5.1.

                                                                                                                Таблиця 5.1.

Результати розрахунку

	Іпо, кА	iаτ, кА	iуд, кА	Вк, кА2·с	Іпτ, кА
К1	1,747	0,55	3,97	0,153	1,747
К2	6,223	1,964	16,28	5,808	6,223

 

 

 

5.2. Розрахунок максимального робочого струму

 

Обладнання та струмопроводи  в колі трансформатора повинні вибиратися, як правило, з врахуванням в перспективі трансформаторів, які передбачені кінцевою схемою ПС. При цьому в колах ВН і НН двообмоткових трансформаторів вибір обладнання за номінальним струмом і струмопроводів за нагріванням необхідно виконувати за струмами допустимого перевантаження трансформатора, який буде встановлено в перспективі.

Значення максимального  робочого струму розраховуємо за формулою:

,

де Sнав – навантаження підстанції.

На стороні ВН:

На стороні НН:

 

5.3. Вибір головної схеми електричних з’єднань підстанції

 

При виборі схеми з’єднань на ПС слід звернути увагу на кількість  можливих приєднань, клас напруги, на якій відбувається електропостачання та інші конструктивні особливості. Вибір головної схеми виконуємо згідно методики, наведеної в [3].