Розрахунок режимів проектованої електричної мережі

 

 

Загальний опір приладів визначаємо за формулою:

 

z_прил = S_прил / І²_{2ном ,}

 

де S_прил – потужність, яка споживається приладами;

     І_2ном- вторинний номінальний струм приладу.

 

Опір приладів

 z_прил =6,5/5² = 0,26 Ом.

 

 

За [2] на стороні НН вибираємо трансформатори струму типу ТПОЛ-10.

Розрахункові та каталожні дані наведені у табл.5.4.3г.

 

 

Таблиця 5.4.3г.

Розрахункові та довідникові дані трансформатора струму ТПОЛ-10

Розрахункові дані	Каталожні дані
Uуст=10 кВ	Uном=10 кВ
Імаx =734,818 А	Іном =1000 А
іуд=16,28 кА	іуд=140 кА
Вк =5,808кА2∙с	3025 кА2∙с

 

Вторинне номінальне навантаження трансформатора струму в класі точності 0.5 складає 0.8 Ом.

Розраховуємо переріз кабелю для  з’єднання трансформаторів струму з вимірювальними приладами. Відстань від ВРП-10кВ до щита з приладами становить 40м. Опір контактів приймаємо 0.1 Ом. Визначаємо опір з’єднувального проводу:

z_пр = z_ном. – z_прил – z_к=0.8-0.26-0.1=0.44 Ом.

Використовуємо проводи з алюмінієвими жилами, питомий опір яких становить  ρ=0,0283. Визанчаємо площу поперечного перерізу з’єднувального проводу.

 

q = ρ∙l_роз./ z_пр=  0.0283∙40/0.44 = 0,26 мм²;

 

Вибираємо контрольний кабель типу АКВРГ з січенням жили 2,5 мм².

 

 

5.4.4. Вибір розрядників

 

Для захисту від атмосферних  та комутаційних перенапруг передбачаємо встановлення розрядників.

1. На стороні ВН вибираємо розрядники типу ОПН–EXLIM R з параметрами:

 

 

Номінальна напруга ОПН (Uном), кВ	Протистояння тимчасовим перенапругам, кВ
	1сек	10сек
120	139	132

 

2. На стороні НН вибираємо розрядники типу ОПН-POLIM-D з параметрами:

Номінальна напруга ОПН (Uном), кВ	Протистояння тимчасовим перенапругам, кВ
	1сек	10сек
10	13.1	12.6

 

 

5.4.5. Вибір вимірювальної апаратури

 

Згідно ПУЕ [6] на даній ПС слід встановити наступні вимірювальні пристрої:

1. На збірних шинах:

а) 110 кВ – вольтметр з перемикачем, для вимірювання трьох міжфазних напруг.

б) 10 кВ – на кожній секції: вольтметр  для вимірювання міжфазної напруги, вольтметр з перемикачем для  вимірювання трьох фазних напруг.

2. На секційному вимикачі встановлюють амперметр.
3. На трансформаторах власних потреб з боку НН встановлюють амперметр та лічильник активної енергії.

За [1] вибираємо вимірювальні прилади. В табл.5.4.5 наведено вибрані вимірювальні прилади.

 

 

 

 

Таблиця 5.4.5.

Вимірювальні прилади

Назва приладу	Тип	Клас точності
Амперметр	Э-350	1.5
Вольтметр	Э-350	1.5
Ватметр	Д-365	1.5
Варметр	Д-365	1.5
Лічильник активної енергії	САЧУ-Н672М	2
Лічильник реактивної енергії	САЧУ-Н672М	2

 

 

5.5. Вибір та розрахунок збірних шин та струмоведучих частин

 

В РП-110 застосовують гнучкі шини, виконані проводами марки АС.

Згідно ПУЕ провідники любого призначення  повинні задовольняти вимогам відносно максимального нагріву з врахуванням  не тільки нормальних, але й післяаварійних режимів, а також режимів в період ремонту і можливих розподілів струмів між лініями та секціями шин. Переріз гнучких шин та струмоведучих частин вибираємо за довготривалим допустимим струмом      I_max ≤ I_доп. При чому за максимальний робочий струм приймають максимальний робочий струм найпотужнішого приєднання.

 

Вибір ошиновки РП 110кВ ПС Глибока.

 

Струм найбільшого допустимого  навантаження становить  I_max=70,286 А. На стороні ВН згідно вибираємо ошиновку з проводу типу АС 120/19, для якого I_доп.=390 А.

I_max=70,286 А. ≤I_доп.=390 А.

Перевірку з умов винекнення корони не виконуємо, тому що переріз проводу більший від мінімально допустимого з умови виникнення корони.

Так як  І_кз³<2000А, то перевірку на електродинамічну дію струму к.з. не перевіряємо.

 

Вибір стумоведучих частин  на стороні НН ПС Глибока.

 

Струм найбільшого допустимого  навантаження становить 

 

I_max=734,818 А.

 

Відповідно на стороні НН вибираємо жорстку алюмінієву ошиновку  перерізом h^xb=60^x5, I_доп=795А, q=300мм².

 

Визначаємо прогін шин при умові, що частота власних коливань буде більша 200Гц (f₀≥200Гц).

  ,  звідки

,

 

де l – довжина прольоту між ізоляторами;

     j – момент інерції поперечного перерізу шин відносно осі перпендикулярної напряму згинаючої сили, см⁴;

     q – площа поперечного перерізу шини, см².

 

Змінюючи довжину прольоту і  форму перерізу шин добиваємося  того, щоб механічний резонанс  виключався.

При розміщені шин на „ребро”:

 

;

;

.

 

При розміщенні шин „плазом”:

 

;

;

.

 

Другий варіант розміщення шин  на ізоляторах дозволяє збільшити довжину  прогону до 1,225м, тобто дає значну економію ізоляторів. Приймаємо розміщення шин „плазом”. Прогін l=1,20м.

Проводимо перевірку вибраних шин  за умовою нагрівання в режимі максимальних навантажень:

 

І_мах=734,818А≤І_{нб доп}=795А

 

Перевіряємо вибрані шини за термічною  стійкістю.

Перевірка проводиться за умовою:

q_min≤q,

де q_min- мінімальне січення шини по термічній стійкості;

   q – вибране січення.

 

Значення мінімального січення  розраховуємо за формулою:

,

де B_k – значення теплового імпульсу КЗ.

     С – функція, значення якої приведені у таблиці 3.14[1], С=91Ас^1/2/мм².

 

;

q_min=26,48≤q=300мм².

 

Перевіряємо шини на електродинамічну стійкість.

Розраховуємо механічну стійкість  шин.

 

,

 

де  - коефіцієнт форми.

 

Так як відстань між фазами значно більша від периметру шини а>>2∙(h+b), тобто 1,2м >> 0,065м, то коефіцієнт форми k_ф = 1.

 ∙ (16,28∙10³)² / 1,2 = 38,2 Н/м.

 

Розраховуємо згинаючий  момент, який діє на шини:

 

,

де l – відстань між опорними ізоляторами (приймаємо 2м).

 

М=38,2 ∙ 2² / 10 = 15,28 Н.

 

Розраховуємо механічну  напруженість у шинах:

 

,

 

де W – момент опору шини відносно осі, перпендикулярної до дії

             зусилля, см³.

 

Момент опору шини відносно осі, перпендикулярної до дії зусилля розраховуємо за формулою:

 

;

 

W = 6∙0,5² / 6 = 0,25 см³.

 

σ = 15,28 / 0,25 = 61,12 МПа.

 

Шини механічно міцні  якщо виконується така умова 

 

σ ≤ σ_доп,

 

де σ_доп – допустима механічна напруженість шини (для алюмінієвого

                сплаву АО σ_доп = 82,3 МПа).

 

σ =61,12 МПа < σ_доп = 82,3 МПа.

 

Отже, умови вибору і перевірки вибраних шин виконуються.

 

 

5.6. Вибір трансформаторів та схеми власних потреб

 

Склад споживачів власних потреб ПС залежить від типу ПС, потужності трансформаторів, типу електрообладнання. До них можна віднести освітлення ПС, охолодження трансформаторів, компресори, електроопалення та електропідігрів обладнання та ін.

Потужність навантаження ВП ПС наведено в табл.5.6.

Таблиця 5.6.

Потужність навантаження ВП ПС

Електроприймач	Встановлена потужність, кВт	К-сть приймачів, шт	Загальна потужність, кВт
1	2	3	4
Охолодження тр-ів	2	2	4
Підігрів вимикачів 110 кВ	1,8	7	12,6
Опалення, освітлення, вентиляція ОПУ	7	1	7
Продовження таблиці 5.6.
1	2	3	4
Підігрів приводів роз’єднувачів	0,6	22	13,2
Підігрів релейної шафи	1	1	1
Освітлення ВРП  110 кВ	2	1	2
Підзарядно-зарядний агрегат	29	2	56
Обігрів шаф КРУН	1	2	2
Навантаження оперативних  кіл	1,8	1	1,8
Всього:			99,6

 

Приймаємо потужність ВП ПС рівною 99,6кВт. Визначаємо повне розрахункове навантаження за формулою:

S_ВП = Р_ВП ∙ к_поп,

 

де к_поп – коефіцієнт попиту, приймаємо рівним 0,8.

 

S_ВП = 99,6 ∙ 0,8 = 79,68 кВА.

 

Визначаємо потужність одного трансформатора ВП при встановленні двох трансформаторів ВП:

 

S_тр = 0,7 ∙ S_ВП = 0,7 ∙ 79,68 = 55,78 кВА.

 

Вибираємо трансформатор ТС – 100/10 [2] з параметрами:

S_ном = 100 кВА; U_вн = 10 кВ; U_нн = 0.4 кВ; DP_х = 0,31 кВт; DP_к = 1,97 кВт;

U_к = 4.5 % ; І_х = 2.6 %.

Трансформатори ВП приєднуються до виводів НН силових трансформаторів ПС. Для захисту від внутрішніх пошкоджень трансформатори вмикаємо через запобіжники типу ПКТ 10 І-10-2-4093:

U_ном = 10 кВ; І_ном = 2 А; І_відк.н. = 40 кА.

 

На рис.5.6 наведена схема під’єднання трансформаторів власних потреб підстанції.

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 5.6. Схема підключення трансформаторів власних потреб.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6. Організаційно – економічна частина

 

6.1. Планування основного виробництва

 

6.1.1. Розрахунок втрат потужності та електроенергії

 

Вихідними даними для розрахунку втрат  потужності у трансформаторах понижуючих підстанцій і лініях електропередач (ЛЕП) мережного району є технічні характеристики ЛЕП, трансформаторів, дані про перетоки потужності по лініях електропередач та максимальні навантаження потужних підстанцій.

DЕ = DР_пост*Т_роб + DР_зм*t, 

де DР_пост, DР_зм – втрати потужності в обладнанні протягом року, год;

Т=8760год – кількість годин  в році;

     t - час максимальних втрат, год., для даного району приймаємо 4591,8год.

 

DЕ =1443*8760+67*4591,8=12.9483306 млн. кВт*год.

 

 

6.1.2. Планування передачі електроенергії. Складання енергобалансу району мереж

 

Планування виробничої програми і складання енергобалансу району мереж включає в себе визначення корисного відпуску електроенергії споживачам з шин кожної підстанції, що входять до складу району мереж

 

Е_від = Р_мах*Т_мах ,

 

де Р_мах – максимальне навантаження МВт;

     Т_мах – кількість годин використання на рік і – ї ПС, год.

Е_від = (24,6+10+1+24,1+12+3)*6000 =

=448,200 млн. кВт*год.

Далі визначається кількість електричної  енергії, що надходить в мережу від системи Е_над^ЕЕС і від станцій Е_над^ЕС.

Е_над^ЕС = 0;

Е_над^ЕЕС = Р_над^ЕЕС* Т_мах^ЕЕС =461,148 млн. кВт*год.