Бачаев. Теоретическая часть 6 1 Выбор принципиальной схемы подстанции 6
 Скачать 0.55 Mb.
|
|
Выбор электрических схем распределительных устройств всех напряжений 1.2.1 Выбор электрической схемы на стороне высшего напряжения Определяющим фактором для выбора электрической схемы на высшем напряжении будем считать: число присоединений, надёжность электроснабжения и перспективы развития. Так же нужно учитывать необходимость проведения ревизий и опробований выключателей без перерыва в работе. В нашем случае мы имеем четыре присоединения (две линии связи с системами С-1 и С-2 и два трансформатора). На данное число присоединений можно применять несколько типовых схем: четырёхугольника, шестиугольника, мостиковые схемы. В частности (если учитывать перспективу расширения РУ) возможно применение схемы «две рабочие системы шин». Схема со сборными шинами, по сравнению со схемой шестиугольник, допускает более простую возможность расширения распределительного устройства. Однако число присоединений в данном конкретном случае мало (4 присоединения). Отходящих линий, кроме линий связи с системой, нет. Применение схем со сборными шинами представляется не целесообразным, и будет только усложнять, удорожать конструкцию. Исходя из вышесказанного, применим схему 4Н: «Два блока с выключателем и неавтоматической перемычкой со стороны линии». Блочные схемы в целом применяются на стороне ВН тупиковых, в основном потребительских ПС или ответвительных ПС до 500 кВ включительно. Это упрощенные, экономичные схемы ПС территориально недалеко расположенных от питающих ПС или проходящих ВЛ. Схема 4Н - «два блока (линия-трансформатор) с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий» применяется на напряжении 35-220 кВ. для тупиковых или ответвительных двухтрансформаторных подстанций. Достоинства схемы: Наличие неавтоматической перемычки позволяет выводить оборудование в ремонт без остановки питания потребителей. Схема проста, надёжна и экономична, достаточно широко применяется на реально существующих подстанциях. Недостатки схемы: К недостаткам можно отнести относительную сложность расширения схемы при увеличении числа присоединений. Есть возможность полной остановки электроснабжения в случае, когда один блок выведен в ремонт, а на втором происходит авария.
Аналогично предыдущему пункту, обозначим приоритеты при выборе электрической схемы РУ среднего напряжения (35 кВ): число присоединений, надёжность электроснабжения и перспективы развития. Основной критерий выбора - число присоединений. Количество присоединений равно 6 - это два трансформатора и четыре линии. В данном случае, на напряжение 35 кВ возможно использовать схему «с одной рабочей секционированной выключателем системой шин» Недостатки схемы: при выведении в ремонт секции, необходима остановка всех линии или других подключений (время остановки питания не велико, но остановка требует наличия резервов сети для покрытия нагрузки, которую несет эта ПС, в случае, если произойдёт авария на второй секции). Достоинства схемы: сохраняется параллельная работа при выводе в ремонт одного из выключателей. Так же схема не требует существенных капиталовложений при расширении РУ.
На низком напряжении 10 кВ, при наличии потребителей I и II категории обычно применяется схема «две, секционированные выключателем системы шин» Такая схема применяется при большом числе присоединений. Схемы электрических соединений РУ определены на основании норм технологического проектирования понижающих подстанций и в соответствии с количеством присоединений на каждом из рассмотренных напряжений. Схемы распределительных устройств высшего, среднего и низшего напряжений представлены ниже (рис. 1.5, 1.6, 1.7).  Рис. 1.5 Схема РУ 110 кВ «Два блока с выключателем и неавтоматической перемычкой со стороны линии»  Рис. 1.6 Схема РУ 35 кВ «Одна рабочая секционированная выключателем система шин»  Рис. 1.7 Схема РУ 10 кВ «Две, секционированные выключателем системы шин» 1.5 Выбор схемы питания собственных нужд подстанции Мощность потребителей собственных нужд подстанции сравнительно не велика (напряжения 220/380 В), питание эти потребители получают от понижающих трансформаторов. Состав потребителей с.н. подстанций зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования. Выбор схемы питания собственных нужд зависит от принятого на ПС оперативного тока. Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам с.н. с учётом коэффициентов загрузки и одновремённости, при этом отдельно учитываются летняя и зимние нагрузки, а так же нагрузка в период ремонтных работ. Каждый трансформатор выбирают по полной нагрузке с.н., т.к при повреждении одного из них (выводе в ремонт), оставшийся в работе должен обеспечить питание всех потребителей. Проектируемая подстанция относится к подстанциям с постоянным дежурством персонала, так как это подстанция 110 кВ со сложной схемой электрических соединений и большим объёмом оперативных переключений и текущих работ. На проектируемой подстанции используется постоянный оперативный ток (так как это подстанция 110 кВ с числом выключателей на ВН более 3). На данной подстанции трансформаторы собственных нужд присоединяются к шинам 10 кВ. Система шин 0,4 кВ - одна секционированная система шин. Между секциями предусмотрено устройство АВР. Трансформаторы собственных нужд (ТСН) присоединяются к сборным шинам 10 кВ через выключатели. Схема питания собственных нужд подстанции приведена на рис.1.8. 1.6 Выбор мощности трансформатора собственных нужд Мощность каждого трансформатора с.н. не должна превышать 630 кВА (при технико-экономическом обосновании допускается 1000 кВА). Для обеспечения надёжности работы подстанции, необходимо установить два трансформатора с.н. В нормальном режиме:  (1.4)Наиболее ответственными потребителями с.н. подстанций являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов и GC, аварийное освещение, система пожаротушения, электроприемники компрессорной. На подстанциях с выключателями ВН дополнительными потребителями являются компрессорные установки (для выключателей ВНВ, ВВБ), а при оперативном постоянном токе - зарядный и подзарядный агрегаты. В таблице 1.7 приведены основные потребители собственных нужд данной подстанции с указанием потребляемой мощности для каждого из них.  Рис. 1.8 Схема собственных нужд подстанции Таблица 1.7 Основные потребители собственных нужд подстанции
Количество шкафов КРУ на РУ НН 10кВ определяем следующим образом: 4 шкафа на вводе, 2 шкафа для СН, 4 шкафа для TV (по числу секций), 4 шкафа с секционными выключателями, и по числу присоединений (всего 15 РП, по 2 параллельных кабеля на каждое присоединение) - 30 шкафов КРУ (см. рис.2.3). Всего - 44 ячейки КРУ.  - коэффициент спроса, учитывает коэффициенты одновременности загрузки, принимается равным 0,8. Расчётная мощность потребителей собственных нужд:  (1.5) - Эта величина отражает мощность, необходимую для питания основных потребителей собственных нужд подстанции.На подстанциях с постоянным дежурным персоналом учитываются допустимые аварийные перегрузки трансформаторов. Т.к возможен выход из строя (ремонт) одного трансформаторов собственных нужд, то каждый ТСН выбирается по максимальной мощности собственных нужд. Самыми мощными потребителями являются привода насосов пожаротушения и водоснабжения, а также передвижных (в том числе подъёмных) устройств, они составляют около 20% основной мощности. С учётом этого, трансформатор собственных нужд должен быть рассчитан на мощность:  (1.6)Таким образом, выбираем два трансформатора: ТСЗ-250/10. Технические данные трансформатора приведены в таблице 3.2. Таблица 1.8 Технические данные трансформатора собственных нужд
Выводы: В главе была выбрана схема питания потребителей собственных нужд подстанции (на постоянном оперативном токе), а так же были выбраны трансформаторы собственных нужд. 2 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1 Расчёт токов короткого замыкания Рост генераторных мощностей современных энергосистем, создание мощных энергообъединений, увеличение мощности нагрузок приводят, с одной стороны, к росту энерговооружённости и производительности труда, а с другой - к существенному повышению уровней токов КЗ. Максимальный уровень токов КЗ ограничивается параметрами выключателей, трансформаторов, проводников и другого электрооборудования, условиями обеспечения устойчивости энергосистемы, термической стойкостью кабелей. Таким образом, уровень токов КЗ, повышающийся в процессе развития энергетики имеет ряд ограничений, которые необходимо учитывать. Конечно, аппаратуру и сети можно усилить в соответствии с новым уровнем токов КЗ, перевести её на более высокое напряжение, однако это может привести к существенным экономическим и техническим трудностям, что делает такую модернизацию не оправданной. Наиболее распространенными и действенными способами ограничения токов КЗ является: установка токоограничивающего реактора, секционирование электрических сетей, использование трансформаторов с расщеплённой обмоткой низшего напряжения. Эффективным способом является установка токоограничивающего реактора. Он служит для ограничения тока КЗ в мощных электроустановках, а также позволяет поддерживать на шинах определённый уровень напряжения при повреждении за реактором. На подстанциях предполагаем установку сдвоенного реактора. Его преимуществом является то, что в зависимости от схемы включения и направления токов в обмотках индуктивное сопротивление его может увеличиваться или уменьшаться. Это свойство сдвоенного реактора обычно используется для уменьшения падения напряжения в нормальном режиме и режиме КЗ. Определение расчётных токов КЗ необходимо для выбора выключателей по коммутационной способности, проверки аппаратов на электродинамическую и термическую стойкость. Для упрощения расчётов токов КЗ составляется расчётная схема, представленная на рисунке, а по ней составляется электрическая схема замещения, представленная на рисунке. Расчёт параметров схемы замещения производим в относительных единицах, принимая за базисную мощность SБ=80 МВА. Базисные значения напряжения для каждой ступени трансформации:  115 кВ;  ; (2.1) (2.2) (2.3) (2.4) Рис. 2.1 Схема замещения сети для расчётов токов короткого замыкания Рассчитываем удельные сопротивления линий связи с системами 1 и 2:  (2.5) (2.6)Рассчитаем сопротивления элементов трансформатора, для этого:  (2.7)  (2.8)  (2.9) Сопротивления трансформатора:  (2.10) (2.11) (2.12)Для определения реактивных сопротивлений систем, найдем полную мощность этих систем:  (2.13) (2.14)Затем определяем сопротивления систем С-1 и С-2:  (2.15) (2.16)Линии связи с системами С-1 и С-2 параллельны, тогда рассчитаем полное эквивалентное сопротивление и ЭДС, которые необходимы для расчёта точки К-2:  (2.17) (2.18)Рассчитаем ТКЗ в точке К-1: К-1 располагается рядом с линией связи с системой С-1, следовательно, для определения периодической составляющей определяем отдельно составляющие токов от первой и второй линии связи. Для этого:  (2.19) (2.20) Рис. 2.2 Схема замещения для расчёта ТКЗ точки К-1 Значение токов по линиям:  (2.21) (2.22)В нормальном рабочем режиме перемычка в схеме РУ 110 кВ разомкнута (контакты разъединителей разведены), тогда в точке К-1 будет протекать ток КЗ только от первой системы. Периодическая составляющая:  (2.23)Периодическая составляющая тока короткого замыкания в именованных единицах для точки К-1:  (2.24)Найдем для рассматриваемого КЗ ударный коэффициент и ударный ток:  (2.25)Ударный ток:  Расчёт для точки К-2:  Рис. 2.3 Схема замещения для расчёта ТКЗ точки К-2 Примем, что трансформаторы расположены параллельно (сторона СН - общая точка на схеме замещения рис.2.1), следовательно, реактивные сопротивления обмоток высокого напряжения  (т.е сначала параллельно суммируем  и что даёт  )т.е сначала параллельно суммируем ток КЗ только от первой системы контакты разъединителей разведены) на схеме замещения рис. 4.1. так же параллельны, тогда схема замещения примет вид рис. 2.3, расчет: (2.26)Периодическая составляющая тока короткого замыкания в именованных единицах для точки К-2:  (2.27)Найдем для рассматриваемого КЗ ударный коэффициент и ударный ток:  (2.28)Где Та определяется по таблице. Ударный ток:  (2.29)Расчёт для точки К-3: Полное реактивное сопротивление будет определяться как:  (2.30)Схема замещения примет вид (рис.2.4.)  Рис. 2.4 Схема замещения для расчёта ТКЗ точки К-3  Периодическая составляющая тока короткого замыкания в именованных единицах для точки К-3:  Т.к. значение периодической составляющей тока КЗ не превышает 20 кА, то установка токоограничивающего реактора не требуется. Однако для снижения номинальных токов на РУ 10 кВ, схема выполняется с «развилкой» (см. рис.2.3), и максимально возможный номинальный ток на каждой из секций снижается в два раза. Найдем для рассматриваемого КЗ ударный коэффициент и ударный ток:  (2.31)Ударный ток:  (2.32)Рассчитаем ток короткого замыкания в точке К-4, на шинах распределительного пункта. Для этого определим реактивное и активное сопротивления кабеля, с заданным максимальным сечением 120 мм2 (сечение принимаем по исходным данным). Длина кабельной линии от шин ПС до РП составляет  1,5 км.По таблице 7.28 определяем удельные сопротивления кабеля заданного сечения:   Рассчитаем удельные сопротивления, учитывая длину кабельной линии:  (2.33) (2.34)Перейдём к относительным единицам:    Рис. 2.5 Схема замещения для расчёта ТКЗ точки К-4 (на шинах РП) Определим реактивное сопротивление цепи тока КЗ:  (2.35)Рассчитаем полное сопротивление цепи тока КЗ:  (2.36)Рассчитаем ток КЗ в точке К-4:  Периодическая составляющая тока короткого замыкания в именованных единицах для точки К-4:  Выводы: в данной главе были определены значения периодических составляющих токов короткого замыкания в точках К-1, К-2, К-3 и К-4. Значение тока КЗ в точке К-3 не превышает 20 кА, следовательно, установка токоограничивающего реактора на ПС не требуется. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||