3.4 Оптимизация режима работы проектируемого района

В данном случае рассматривается критерий оптимизации, как минимум потерь активной мощности. Это может быть достигнуто:

1. увеличением напряжения источников питания, однако, это ограничивается предельно допустимой величиной уровня напряжения по условиям работы изоляции;

2. размыканием контуров 110 кВ.

В результате размыкания контуров линий электропередач некоторые из потребителей первой категории начинают получать питание только от одного источника. Предполагается, что в случае обрыва питающей линии устройства автоматики (АВР) обеспечат включение разомкнутой в процессе оптимизации линии. В этом случае перерыв в энергоснабжении составляет время работы автоматики, что допускается нормативными документами. Результаты размыкания контуров приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Оптимизация режимов работы сети размыканием контуров

Из таблицы видно, что размыкание ЛЭП не приводит к снижению потерь энергии и мощности в сети, а наоборот - увеличивает их. Проведение оптимизации методом размыкания контуров является экономически невыгодным.

3.5 Расчет послеаварийных режимов

Расчет послеаварийных режимов выполняется для максимальных нагрузок подстанций исследуемого района. Токи в линиях в послеаварийных режимах представлены в таблице 3.3.

В этом пункте рассматриваются следующие послеаварийные режимы:

отключение линии 110 кВ Курская - Коркино;

Все напряжения на стороне НН подстанций находятся в диапазоне регулирования РПН. Потери в сети составляют 14,864 + j 84,317 МВА. Токи в линиях не превышают допустимых.

отключение линии 110 кВ Высокая - Базовая;

В этом режиме напряжения на стороне НН подстанций находятся в диапазоне регулирования РПН. Потери в сети составляют 15,079 + j79,211 МВА. Токи в линиях не превышают допустимых.

отключение линии 110 кВ Пузыри - Григорьево;

Потери мощности в сети составляют 14,792 + j 80,729 МВА. Токи в линиях не превышают допустимых.

Таблица 3.4 - Токи в линиях в послеаварийных режимах

При выборе типов выключателей следует руководствоваться следующим:

- в РУ с высшим напряжением 110кВ устанавливаются малообъемные масляные выключатели;

- в РУ с низшим напряжением 10 кВ устанавливаются вакуумные выключатели.

- при выборе выключателя необходимо учесть 12 различных параметров, но так как заводами - изготовителями гарантируется определенная зависимость параметров /6/, то допустимо производить выбор по важнейшим параметрам:

1. По напряжению установки

;

2. По длительному току

; ;

3. По отключающей способности:

- на симметричный ток отключения

;

- на отключение апериодической составляющей тока к.з.

,

где -- номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени ;

-- нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, определяется по каталогу, %;

4. По включающей способности

где -- начальное значение периодической составляющей тока к.з. в цепи выключателя;

-- ударный ток к.з. в цепи выключателя;

-- начальное значение периодической составляющей тока к.з. в цепи выключателя;

-- номинальный ток включения;

-- наибольший пик тока включения (по каталогу);

5. На электродинамическую стойкость проверяется по предельным сквозным токам к.з.

где -- наибольший пик (ток электродинмической стойкости) по каталогу;

-- действующее значение периодической составляющей предельного тока к.з.;

4. Проверка на термическую стойкость

где -- среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости);

-- длительность протекания тока термической стойкости (по каталогу).

По данным условиям выбираются малообъемные выключатели ВМТ-110Б-20\1000 УХЛ 1 для РУ ВН.

Все расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 4.3.1.

Для РУ НН, в том числе для установки между секциями, выбираются вакуумные выключатели - таблицы 4.3.2, 4.3.3.

4.3 Выбор разъединителей

В ремонтной перемычке устанавливаются два разъединителя РНДЗ.2-110-1000 У1, на линиях 110 кВ устанавливаются разъединители РНДЗ.1-110-1000 У1. В перемычке РУ ВН устанавливается выключатель ВМТ-110Б-20/1000 УХЛ1 и два разъединителя РНДЗ.1-110-1000 У1.

Выбор выключателей на стороне низшего напряжения подстанции представлен в таблицах 4.3.2 и 4.3.3.

Таблица 4.3.2 - Выбор выключателя отходящей КЛ

В ячейках КРУН на каждый фидер устанавливаются выключатели типа BB/TEL-10-12,5/630 У2. Так как выключатели установлены на выкатных тележках, то разъединители здесь устанавливать нет необходимости, но обязательны заземляющие ножи: ЗН 10- У2.

Таблица 4.3.3 - Выбор выключателя в цепи трансформатора и секционного выключателя

Для заземления нейтрали силового трансформатора ТМН-6300/110 принимается заземлитель типа ЗОН - 110М - IУ1 (заземлитель однополюсный наружной установки, модернизированный, для умеренного климата).

4.4 Выбор РУ 110 кВ

РУ 110кВ принимается блочного типа КТПБ-110/10, которое комплектуется шкафами КРУН.

Технические данные КТПБ-110/10:

- номинальное напряжение 110/10 кВ;

- тип трансформатора ТМН-6300/110;

- тип защищающего аппарата на стороне ВН: ВМТ-110Б-20/1000 с приводом ППК-2300;

- тип шкафа на стороне НН: К-59;

- тип коммутационного аппарата на стороне НН: BB/TEL-10-12,5/1000 У2;

- площадь подстанции 3645 м2.

Технические данные КРУН. Шкаф выкатного исполнения К-59:

- номинальное напряжение 10 кВ;

- электродинамическая стойкость - 26 кА;

- по способу обслуживания - однорядное с коридором обслуживания;

- число шкафов - 14.

4.5 Выбор шин распределительных устройств

На подстанции, в открытой части, применяются шины выполненные алюминиевыми трубами. Соединение трансформатора с ОРУ 110 кВ и с КРУН 10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом. В РУ 10 кВ применяется жесткие шины.

Выбор гибких подвесных токопроводов 110 кВ

В распредустройстве 110 кВ применяется гибкая ошиновка, выполненная, проводами АС. Выбор сборных шин проводится по току Iмакс = 70,28 А. Принимается провод АС-70/11, q = 70 мм2, d = 11,0 мм2, Iдоп = 265 А.

Проверка сечения на нагрев производится по следующему выражению, А;

,

70,28 < 265.

Проверка шин на электродинамическое действие тока к.з. не производится, так как IП0(3) < 20 кА согласно ПУЭ.

Проверка на термическое действие токов к.з.:

Минимальное сечение по термической стойкости, мм2;

где С =94 Ас1/2 /мм2;

мм2.

Проверка по условиям коронирования:

Начальная критическая напряженность электрического поля Е0, кВ/см;

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0,82);

rо - радиус провода, см;

Напряженность электрического поля около поверхности провода Е, кВ/см;

где Dср - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см;

Dср =1,26 D - при горизонтальном расположении фаз, где D - расстояние между соседними фазами (D= 200 см);

Условие проверки наличия короны, кВ/см;

28,47 < 31,37.

Таким образом, провод АС-70/11 по условиям коронирования проходит.

Выбор гибких подвесных токопроводов 10 кВ

Соединение трансформатора с КРУН 10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом.

Выбор токоведущих частей проводится по току Iмакс = 734,81 А.

Выбирается два провода марки АС - 120 с параметрами: q = 118 мм2, d = 15,2 мм,

Iдоп = 380 x 2 А.

Проверка по допустимому току, А;

,

734,81 < 760.

Проверка шин на электродинамическое действие тока к.з. не производится согласно ПУЭ, так как IП0(3) < 20 кА.

Проверка на термическое действие тока КЗ не производится, так как по ПУЭ допускается не проверять на термическую стойкость провода, выполненные гибким проводом, находящиеся на открытом воздухе. Проверка по условию коронирования не производится, т.к. она выполняется только для гибких шин, проводников при напряжении 35 кВ и выше.

Для ошиновки открытой части подстанции на напряжение 10 кВ применяются гибкие шины, выполненные двумя проводами марки АС-120.

Выбор жестких шин ОРУ 110 кВ

Для ошиновки открытой части подстанции на напряжение 110 кВ применяются алюминиевые трубы круглого сечения с наружным диаметром 20 мм и внутренним диаметром 17 мм при допустимом длительном токе Iдоп= 345 А.

Выбор сечения шин производиться по нагреву А;

,

163 < 345.

Проверка шин на термическую стойкость при к.з. производится по условию:

qmin= q,

где qmin - минимальное сечение по термической стойкости, мм2;

С - функция, значение которой принимается равным 91 Ас1/2/мм2;

q - выбранное сечение, мм2 определяется по выражению;

мм2 <87,2 мм2.

Выбранное сечение проходит по данному условию.

Механический расчет шин. Наибольшее удельное усилие при трехфазном к.з., Н/м;

(4.5.10)

где а - расстояние между соседними фазами, м;

Равномерно распределенная сила f создает изгибающий момент, Нм;

(4.5.11)

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента, Мпа;

, (4.5.12)

где W - момент сопротивления шины относительно оси перпендикулярной действию усилия, см3;

(4.5.13)

тогда, расч =

расч = 30,18 МПа доп = 40 МПа - шины механически прочны.

Выбор жестких шин в РУ 10 кВ

В закрытых РУ 10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Выбор сечения шин производиться по нагреву (по допустимому току),

Imax Iдоп,

(4.5.14)

где Iдоп.ном - допустимый ток по таблицам при температуре воздуха 25С;

0 - действительная температура воздуха.

Для тока Imax = 734,81 А < 3000А используют одно- и двухполосные шины. Выбираются однополосные алюминиевые шины прямоугольного сечения: Размеры b h = 6 60 мм2, Iдоп.ном = А.

,

Imax = 734,81 А Iдоп = 826,5 А.

Проверка шин на термическую стойкость,

мм2,

qmin = 29,98 мм2 q = 360 мм2.

Проверка шин на электродинамическую прочность. Производиться определение частоты собственных колебаний для алюминиевых шин, Гц;

(4.5.15)

где l - длина пролета между изоляторами, l = 1,2 м;

J - момент инерции поперечного сечения, см4;

q - поперечное сечение шины, см2.

Для однополосных шин лежащих плашмя, см4;

Так как f0 > 200Гц то шины проходят по электродинамической прочности.

Механический расчет однополосных шин.

Наибольшее удельное усилие при трехфазном к.з., Н/м, определяется по (4.5.10),

Изгибающий момент, Нм, определяется по (4.5.11),

Момент сопротивления шины относительно оси, см3;

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента, МПа, определяется по (4.5.12),

,

расч = 3,76 МПа доп = 40 МПа.

Выбранные шины механически прочны.

Выбор изоляторов для шин 110кВ

Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которой производиться по следующим условиям:

- по номинальному напряжению

Uуст Uном;

- по допустимой нагрузке

Fрасч Fдоп,

где Fрасч - сила, действующая на изолятор;

Fдоп - допустимая нагрузка на головку изолятора Fдоп = 0,6 Fразр.

При вертикальном расположении изоляторов максимальная сила, действующая на изгиб, Н;

(4.5.16)

Выбирается И0С-110 -300УХЛ: Uном=110 кВ, Fразр=3000 Н, h=1020 мм.

Fрасч = 16,18 Н Fдоп = 0,6 3000 = 1800 Н.

Выбранный изолятор проходит по механической прочности.

Выбор изоляторов для шин 10 кВ

Максимальная сила, действующая на изгиб, Н, определяется по (4.5.16),

Выбирается И0-10 -3,75 У3: Uном = 10 кВ, Fразр = 3750 Н.

Fрасч = 112,71 Н Fдоп = 0,6 3750 = 2250 Н,

Выбор проходных изоляторов

Проходные изоляторы выбираются:

- по номинальному напряжению Uуст Uном;

- по номинальному току Iуст Iном;

- по допустимой нагрузке Fрасч Fдоп.

Для проходных изоляторов расчетная сила, Н;

(4.5.17)

Выбирается ИП-10/1000-750УХЛ1: Uном = 10 кВ, Iном = 1000 А (Imax = 734,81 А),

Fразр=750 даН, высота изолятора 565 мм.

Fрасч = 46,96 Н Fдоп = 0,6 7500 = 4500 Н.

Выбранный изолятор проходит по механической прочности.

4.6 Выбор измерительных трансформаторов

Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются:

- по напряжению установки,

Uуст Uном;

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке,

S2 Sном,

где Sном - номинальная мощность ТН в выбранном классе точности;

S2 - вторичная нагрузка ТН.

Подсчет нагрузки трансформатора напряжения на сборных шинах 10 кВ приведен в таблице 4.6.1.

Перечень необходимых измерительных приборов принимается по /1, таблица П.12/.

Таблица 4.6.1 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Радикальным мероприятием, исключающим повреждения трансформаторов напряжения контроля изоляции в сетях 6-35кВ, является использование «антирезонансных» трансформаторов напряжения НАМИ-6, НАМИ-10, НАМИ-35. Эти трехфазные трансформаторы имеют особую схему соединения обмоток и пониженную номинальную индукцию. Антирезонансный трансформатор НАМИ не вступает в резонанс с емкостью ненагруженных шин и линий любой протяженности, а также выдерживает без ограничения длительности как любые виды однофазных замыканий в сети, в том числе через перемежающую дугу, так и повышения напряжения, вызванные феррорезонансом емкости сети с другими трансформаторами.

В баке антирезонансного трансформатора размещаются два трансформатора (однофазный и трехфазный), имеющие отдельные магнитопроводы. В нейтраль высоковольтной обмотки трехфазного трансформатора, имеющего компесационную обмотку, соединенную треугольником, включен однофазный трансформатор, который измеряет напряжение нулевой последовательности. Предотвращению феррорезонанса способствует то, что в контур нулевой последовательности входит только одна индуктивность намагничивания однофазного трансформатора, и этот феррорезонансный контур лишен источника э.д.с.

Предварительно выбирается трансформатор напряжения НАМИ Т-10 У2, с номинальной мощностью обмоток в классе точности 0,5: SАВ=75ВА, SВС=75ВА, SСА=0.

Вторичная нагрузка трансформатора напряжения S2, ВА;

Выбиранный трансформатор не выходит из заданного класса точноси.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 4 мм2 по условию механической прочности.

Выбор трансформатора напряжения на второй секции производится аналогично.

Подсчет нагрузки трансформатора напряжения на сборных шинах 110 кВ приведен в таблице 4.6.2.

Таблица 4.6.2 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Выбирается трансформатор напряжения НКФ-110-83У1 с номинальной мощностью 600МВА в классе точности 1,0.

Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираются:

- по напряжению установки,

Uуст Uном;

- по току,

Iнорм Iном,

Imax Iном;

- по электродинамической стойкости,

iуд iдин;

- по термической стойкости,

Вк (kтIном)2tтерм,

Вк Iтерм t терм,

где kт - кратность термической стойкости;

I терм -- ток термической стойкости;

- по вторичной нагрузке трансформатора,

Z2 Z2ном,

где Z2 - вторичная нагрузка ТТ;

Z2ном - номинальная допустимая нагрузка ТТ в выбранном классе точности.

Предварительно принимаются трансформаторы тока:

- на отходящих линиях 10 кВ: ТПЛК-10-УЗ;

- на низкой стороне силового трансформатора: ТПЛК-10-УЗ;

- в цепях шиносоединительного выключателя: ТШЛПК-10-У3;

- на стороне высокого напряжения силовых трансформаторов: ТФЗМ 110Б-I У1.

Таблица 4.6.3 - Предварительный выбор трансформаторов тока

Выбор трансформаторов тока для отходящих линий 10кВ приведен в таблице 4.6.4.

Таблица 4.6.4 - Выбор трансформаторов тока для отходящих линий 10 кВ

Таблица 4.6.5 - Вторичная нагрузка трансформаторов тока для отходящих линий 10 кВ

Общее сопротивление приборов rприб, Ом;

где Sпр - мощность, потребляемая приборами наиболее загруженной фазы, ВА;

I2 - вторичный номинальный ток ТПЛК-10, А;

.

Допустимое сопротивление проводов rприб, Ом;

где rk - сопротивление контактов, Ом;

Сопротивление контактов принимается: rk=0,05 Ом.

Сечение соединительных проводов q, мм2;

где - удельное сопротивление провода с алюминиевыми жилами, (Оммм2)/м, = 0,0283;

lрасч - расчетная длина провода, м.

Длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов для присоединения линий 10 кВ к потребителям принимается пять метров.

По условию механической прочности необходимо принять кабель с сечением 4 мм2, что обеспечивает работу трансформатора тока с заданным классом точности. Поэтому принимается контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.

Выбор трансформаторов тока для выводов НН силовых трансформаторов приведен в таблице 4.4.4.

Таблица 4.6.6 - Выбор трансформаторов тока для выводов НН силовых трансформаторов

Вторичная нагрузка трансформаторов тока приводится в таблице 4.6.7.

Таблица 4.6.7 - Вторичная нагрузка трансформатора тока в цепи трансформатора

Общее сопротивление приборов rприб, Ом;

Допустимое сопротивление проводов rприб, Ом;

Сечение соединительных проводов q, мм2, при lрасч = 5 м равно,

Принимается контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.

Трансформатор тока в цепях шиносоединительного выключателя выбирается в таблице 4.6.8.

Таблица 4.6.8 - Выбор трансформатора тока в цепях шиносоединителного выключателя

Вторичная нагрузка выбранного трансформатора тока приведена в таблице 4.4.9.

Таблица 4.6.9 - Вторичная нагрузка трансформатора тока в цепях шиносоединительного выключателя

Общее сопротивление приборов rприб, Ом;

Допустимое сопротивление проводов rприб, Ом;

Сечение соединительных проводов q, мм2, при lрасч = 5м равно,

Принимается контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.

На стороне 110 кВ устанавливается ТФЗМ 110Б-I У1, выбор которого приведен в таблице 4.6.10.

Таблица 4.6.10 - Выбор трансформатора тока на стороне 110 кВ

Вторичная нагрузка трансформаторов тока приводится в таблице 4.6.11.

Таблица 4.6.11 - Вторичная нагрузка трансформатора тока в цепи ЛЭП 110кВ

Общее сопротивление приборов rприб, Ом;

Допустимое сопротивление проводов rприб, Ом;

Сечение соединительных проводов q, мм2, при lрасч = 65м равно,

Принимается контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм2.

4.7 Выбор трансформаторов собственных нужд и схемы питания собственных нужд

Выбор производиться с помощью методики расчета мощности потребителей СН по установленным нормам электропотребления. Расчет выполняется по / 1 /. В общем случае расход электроэнергии за год, кВтч, определяется по формуле,

W = N0 Kед Kt,

где N0 - норма расхода электроэнергии на единицу оборудования, тыс. кВтч за год;

Kед - количество единиц оборудования, шт.;

Kt - температурный коэффициент по / 1 /, принимаемый равным для умеренно-холодного климата для обогрева оборудования 1,5 и обогрева помещений 1,25.

Норма расхода электроэнергии на обогрев общеподстанционного пункта управления (ОПУ), тыс. кВтч; W = 18,41,25 = 23.

Количество ячеек КРУН с выключателями составит Kед = 13 из них 8 ячеек линий; две вводные ячейки; одна ячейка секционного выключателя, две ячейки предусмотрены для возможной установки компенсирующих устройств. Остальные 3 ячейки не имеют выключателей. Поэтому норма расхода на обогрев ячеек КРУН составит, тыс. кВтч;

W = (1,813 + 0,73)1,5 = 38,25.

Результаты расчетов норм годового расхода электроэнергии остальными потребителями с.н. проектируемой подстанции приведены в таблице 4.7.1.

Таблица 4.7.1 - Расчет норм годового расхода электроэнергии потребителями с.н.

Норма расхода электроэнергии на с.н. подстанции за год составит, тыс. кВтч;

W = 0,8 + 11,8 + 82,35 + 36,75 + 2,5 = 134,2.

Мощность ТСН выбирается с учетом разновременности графиков нагрузки различных групп потребителей с.н. подстанции. Наиболее загруженный месяц года - январь. За указанный месяц на обогрев оборудования расходуется 17,1 % годового расхода электроэнергии, что составит, тыс. кВтч;

W= 0,171 82,35 = 14,1.

На обогрев помещений за этот период расходуется 16,2 %, что составит, тыс. кВтч;

W = 0,162 36,75 = 5,95.

Тогда суммарный расход электроэнергии за январь на обогрев составит, тыс. кВтч;

W = 14,1 +5,95 = 20,05.

На освещение за указанный месяц приходиться 12 % от годового расхода и составляет, тыс. кВтч;

W = 0,12 2,5 = 0,3.

Среднее количество часов в месяц составляет 30 24 = 720 ч.

Следовательно, мощность на обогрев оборудования и помещений составляет, кВт;

.

Мощность осветительной установки с учетом темного времени суток составит, кВт;