Реконструкция электроснабжения зоны подстанции "Рождественское" и "Василево" Шарьинских электрических сетей с обоснованием использования однофазных трансформаторов

Ежегодные эксплуатационные издержки по (4.3).

И = 0.088*640000*1.7+6319 = 102,063 тыс.руб.

Так как трансформатор не перегружается количество недоотпущенной электроэнергии за сутки равно нулю.

Fэ = 0

Следовательно количество недоотпущенной электроэнергии за год так же равно нулю.

Эн = 0

Стоимость недоотпущенной электроэнергии за год не учитываем, т.к. Эн=0.

Минимум расчетных затрат по исходному варианту по (4.1).

З = 0.12*640000*1.7+102063 = 232,623 тыс.руб.

Данные расчета сводим в табл. 4.1.

3.2.2 Расчет проектируемого варианта с трансформаторами

Sном = 6,3 МВА

Количество потерянной электроэнергии в обмотке высшего напряжения трансформатора по (4.6).

ДЭм110 = 0.5*365*0.058*37,092 / 6,32 = 367,07 МВт*ч

Количество потерянной электроэнергии в магнитопроводе по (4.5).

ДЭст = 8760*2*0.017 = 297,8 МВт*ч

Стоимость ежегодно потерянной электроэнергии трансформаторов по (4.4).

Ипот = 0.01*297800+0.012*367070 = 7,382 тыс.руб.

Ежегодные эксплуатационные издержки по (4.3).

И = 0.088*550000*1.7+7382 = 89,662 тыс.руб.

Количество недоотпущенной электроэнергии за сутки равно нулю, т.к. трансформатор не перегружается.

Fэ = 0 МВт

Следовательно количество недоотпущенной электроэнергии за год так же равно нулю.

Эн = 0 МВт

Стоимость недоотпущенной электроэнергии за год не учитываем, т.к. Эн=0.

Минимум расчетных затрат по проектному варианту по (4.1).

З = 0.12*550000*1.7+89662 = 201,862 тыс.руб.

Данные расчета сводим в табл. 4.1.

Годовой экономический эффект составит:

                              (4.12)

 (руб)

Таблица 4. 1.

Сводная таблица расчетных параметров.

Производим сравнение двух вариантов по (4.10).

ДЗ = (232623 - 201862)*100% / 232623 = 13,2 %

DЗ > 5% , минимальные расчетные затраты в проектном варианте, принимаем вариант с трехобмоточными трансформаторами мощностью 6,3 МВА.

5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Исходные данные для расчета:

Сопротивление системы берем из данных ДОАО “Костромаэнерго”.

Трансформаторы:

Трансформатор 1: ТМТН 6300/110

 кВА;  кВт;  кВт;

 кВ;  кВ;  кВ;

 %;  %;  %

Трансформатор 2: ТМТН 6300/110

 кВА;  кВт;  кВт;

 кВ;  кВ;  кВ;

 %;  %;  %

Линии:

Линия 1: АС70

I1=28,2 км; Ro1=0,42 Ом/км; Xo1=0,341 Ом/км;  В.

Линия 2: АС50

I2=27 км; Ro2=0,592 Ом/км; Xo1=0,377 Ом/км;  В.

Линия 3: А50

I3=9,6 км; Ro3=0,576 Ом/км; Xo3=0,325 Ом/км;  В.

Расчет токов короткого замыкания выполняем при нормальном режиме параллельно работающих трансформаторов с целью:

выбора электрического оборудования подстанции и проверки их на термическую и динамическую стойкость к токам КЗ. Расчет выполняем в именованных единицах, так как подстанция расположена далеко от электростанции и подключена к общей энергосистеме. В этом случае сопротивление от генератора электростанции до точки короткого замыкания в относительных единицах во много раз больше 3, что делает нецелесообразным расчет в относительных единицах. При расчете учитывается активное сопротивление, так как мощность трансформаторов подстанции превышает 1000 кВА, а напряжение в точках короткого замыкания превышает 500В. [12].

5.1 Составление расчетной схемы подстанции 110/35/10 кВ и ее схемы замещения с нанесением точек короткого замыкания

5.2 Определение сопротивления элементов сети

Так как расчет выполняется в именованных единицах, то для всех элементов сети определяем значение полного сопротивления.

5.2.1 Определение полного сопротивления трансформаторов Т1 и Т2 со всех сторон напряжения:

Так как трансформаторы имеют одинаковую мощность и марку, то расчет выполняем только для трансформатора Т1.

Перед определением полного сопротивления трехобмоточного трансформатора необходимо привести значение его напряжений короткого замыкания к расчетным величинам;

Uкн = 0,5(Uквн+Uксн-Uквс) = 0,5(17,5+6,5-10,5) = 6,75 %

Uкв = 0,5(Uквн+Uквс-Uксн) = 0,5(17,5+10,5-6,5) = 10,75 %

Uкс = 0,5(Uквс+Uксн-Uквн) = 0,5(10,5+6,5-17,5) = 0,25 %

Расчет полного сопротивления выполняем по формуле:

                                         (5.1)

где: Sm-полная мощность трансформатора (кВА);

Uк %-напряжение короткого замыкания выраженное в процентах;

Um-напряжение на обмотке трансформатора, для которой производится расчет полного сопротивления (кВ).

5.2.1.1 Определение полного сопротивления трансформатора Т1 на стороне высокого напряжения 110 кВ:

5.2.1.2 Определение полного сопротивления трансформатора Т1 на стороне среднего напряжения 35 кВ:

5.2.1.3 Определение полного сопротивления трансформатора Т1 на стороне низкого напряжения 10 кВ:

5.2.2 Определение сопротивлений воздушных линий выполняется по формулам:

                      (5.2)

                     (5.3)

                     (5.4)

где: Ro и Xo-активное и индуктивное сопротивление 1км провода (Ом/км) [2];

l-длинна линии (км);

5.2.2.1Определение активного, индуктивного и полного сопротивления линии 110 кВ:

 Ом

 Ом

 Ом

5.2.2.2 Определение активного индуктивного и полного сопротивления линии 35 кВ:

 Ом

 Ом

 Ом

5.2.2.3 Определение активного индуктивного и полного сопротивления линии 10кВ:

5.2.2.4 Определение полного эквивалентного сопротивления на стороне высокого напряжения трансформатора Т1:

5.3 Преобразование расчетной схемы с приведением значений сопротивления к напряжению короткого замыкания

Приведение значений полного сопротивления схемы выполняется через коэффициент трансформации к стороне, на которой считается напряжение короткого замыкания и выражается формулой:

                           (5.5)

где: Z-приводимое полное сопротивление (Ом);

U1-напряжение на высокой стороне (кВ);

U2-напряжение на низкой стороне (кВ).

5.3.1 Приведение значений полного сопротивления схемы при возникновении короткого замыкания на стороне 10 кВ:

Приведение значения полного сопротивления системы:

5.3.2 Приведение значения полного эквивалентного сопротивления со стороны высокого напряжения трансформатора Т1:

5.3.3 Приведение значения полного сопротивления системы:

5.3.4 Приведение значения полного эквивалентного сопротивления со стороны высокого напряжения трансформатора Т1:

5.4 Определение значений полного суммарного сопротивления в точках короткого замыкания на стороне 10 кВ

5.4.1 Определение значения полного эквивалентного сопротивления со стороны низкого напряжения трансформатора Т1:

 Ом

5.4.2 Определение значения полного эквивалентного сопротивления подстанции на шинах 10кВ (в точке К4):

Ом

 Ом

5.4.3 Определение значения полного суммарного сопротивления подстанции на стороне 10 кВ (в точке К5):

5.5 Определение значений полного суммарного сопротивления в точках короткого замыкания на стороне 35 кВ

5.5.1Определение значения полного эквивалентного сопротивления со стороны среднего напряжения трансформатора Т1:

 Ом

5.5.2 Определение значения полного эквивалентного сопротивления подстанции на шинах 35 кВ (в точке К2):

Ом

 Ом

5.5.3 Определение значения полного суммарного сопротивления подстанции на стороне 35 кВ (в точке К3):

 Ом

5.5.4 Определение значений полного сопротивления в точке короткого замыкания на стороне 110кВ:

 Ом

5.6 Определение значения тока трехфазного короткого замыкания на проектируемой подстанции

Значение тока трехфазного короткого замыкания определяем по формуле:

                                             (5.6)

где: U-напряжение в точке короткого замыкания (В):

Z-полное сопротивление в точке короткого замыкания (Ом):

5.6.1 Определяем значение тока трехфазного короткого замыкания в точке К1:

 А

5.6.2 Определяем значение тока трехфазного короткого замыкания в точке К2:

 А

5.6.3 Определяем значение тока трехфазного короткого замыкания в точке К3:

 А

5.6.4 Определяем значение тока трехфазного короткого замыкания в точке К4:

 А

5.6.5 Определяем значение тока трехфазного короткого замыкания в точке К5:

 А

5.7 Определение значения ударного тока трехфазного короткого замыкания на проектируемой подстанции

Ударный ток трехфазного короткого замыкания определяем по формуле:

                                                 (5.7)

где: Iк-ток короткого замыкания (А);

kу-ударный коэффициент равный 1,8 для подстанций с высшим напряжением 110кВ; [2]

5.7.1 Определяем значение ударного тока трехфазного короткого замыкания в точке К1:

 A

5.7.2 Определяем значение ударного тока трехфазного короткого замыкания в точке К2:

 A

5.7.3 Определяем значение ударного тока трехфазного короткого замыкания в точке К3:

 A

5.7.4 Определяем значение ударного тока трехфазного короткого замыкания в точке К4:

 A

5.7.5 Определяем значение ударного тока трехфазного короткого замыкания в точке К5:

 A

5.8 Определение значения теплового действия тока трехфазного короткого замыкания на проектируемой подстанции

Учитывая что проектируемая подстанция питается от централизованной энергосистемы и короткие замыкания, происходящие на ней, находятся на удаленных участках от источника, тепловой импульс тока трехфазного короткого замыкания определяем по формуле:

                                   (5.8)

где: Iк-ток короткого замыкания (кА);

tрз- время срабатывания релейной защиты

tрз=0,1 при 35...110 кВ;

tрз=0,15 при 0.4...10 кВ;

Ta- время затухания апериодической составляющей тока трехфазного КЗ

Ta=0,04 при 35...110 кВ;

Ta=0,04 при 0.4...10 кВ;

5.8.1 Определяем значение теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания в точке К1:

5.8.2 Определяем значение теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания в точке К2:

5.8.3 Определяем значение теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания в точке К3:

5.8.4 Определяем значение теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания в точке К4:

5.8.5 Определяем значение теплового импульса тока трехфазного короткого замыкания в точке К5:

Результаты расчета токов короткого замыкания сведены таблицу 5.1.

Таблица 5.1.

Результаты расчета токов короткого замыкания

6. Выбор и проверка оборудования подстанции

Выбор и проверку оборудования подстанции выполняем на основе произведенного в разделе 5 расчета токов короткого замыкания результаты которого сведены в таблицу 5.1.

6.1 Выбор источника оперативного тока и трансформаторов собственных нужд подстанции

6.1.1 Для дистанционного управления (отключения, включения) выключателями, в том числе автоматического отключения их релейной защитой, а также действия различных вспомогательных реле, устройств автоматики, аппаратуры сигнализации, обогрева шкафов КРУН, освещения подстанции и т.п. требуются источники энергии, которые называются источниками оперативного тока. Так как проектируемая подстанция подключена к сети с напряжением на высокой стороне 110 кВ рекомендуется применять переменный оперативный ток.

Производим выбор источников оперативного тока.

6.1.2 Тансформаторы собственных нужд подстанции устанавливаются на стороне 10 кВ и подключаются до вводного выключателя 10 кВ, что позволяет иметь оперативный ток при отключенной системе сборных шин 10 кВ.

6.1.3 Определим мощность трансформаторов собственных нужд и выберем марку трансформатора.

Мощность трансформатора собственных нужд зависит от количества и мощности его потребителей.

На подстанции к потребителям собственных нужд относятся: обогрев шкафов КРУН, освещение подстанции, подогрев приводов разъединителей, отделителей и короткозамыкателей и другие устройства.

Состав потребителей собственных нужд представлен в таблице 6.1; взято из однолинейной схемы и данных “Службы подстанций” ДОАО “Костромаэнерго”.

Для определения мощности трансформаторов собственных нужд необходимо определить суммарную мощность потребителей собственных нужд.

Определим суммарную мощность потребителей:

Sсн =78+43,8+5+3+6,5+9+23+36+9,4+9+12+10,6 = 245,9 кВА

Так как на подстанции установлено два трансформатора собственных нужд, то их мощность определяем из условия:

Sтсн ³ 0.5 Sсн Sтсн > 123 кВА

Выбираем два трансформатора марки ТМ-160/10 мощностью 160 кВА,

Uвн=10кВ Uнн=0,4кВ DPх=0,82 кВт DPк=3,7 кВт [11]

6.1.4 Трансформаторы тока и трансформаторы напряжения также являются источниками оперативного тока. К их потребителям относятся системы релейной защиты, измерительные приборы и устройства контроля изоляции.

Таблица 6.1.

Расчетная таблица потребителей собственных нужд.

Произведем расчет и выбор трансформаторов тока и напряжения.

6.1.5 а.) Трансформаторы тока выбираются из условия [13];

-        по напряжению установки                                Uуст £ Uн

·        по току                              Iраб.max £ Iн ; I уст н £ Iн

·        по динамической стойкости                                  iу £ iдин

·        по термической стойкости                                     Bк £ Bн

·        по значению вторичной нагрузки                        S2 £ Sн2

·        по конструкции и классу точности

На подстанции, которая представляет собой электроустановку открытого типа, конструкция трансформаторов тока должна быть наружного исполнения, либо встроенные. Необходимый класс точности трансформатора зависит от класса точности приборов, которых он будет питать.

На проектируемой подстанции применяются встроенные трансформаторы тока в изоляторы силовых трансформаторов и трансформаторы тока ячеек КРУН. Замены существующих трансформаторов тока не производим, а лишь выполняем проверку на соответствие их условию перспективной нагрузки.

Произведем расчет рабочих величин трансформаторов тока.

Значение вторичной нагрузки трансформатора тока определяем из формулы:

S2=Iн22·Z2                             (6.1)

где: Iн2- номинальный ток вторичной обмотки

трансформатора (5А).

Z2- полное сопротивление вторичной нагрузки: Z2 ≈ R2

R2 = Rприб + Rконт + Rпров                 (6.2)

где: Rприб – сопротивление приборов, Ом;

Rконт – сопротивление контактов (принимается равным 0,1 [11]);

Rпров- сопротивление соединительных проводов, Ом;

Сопротивление соединительных проводов определяется по формуле:

Rпров = с· l / s                       (6.3)

где: с- удельное сопротивление проводника (Ом·ммІ / м);

l- длинна провода (м);

s- площадь сечения провода (ммІ);

Сопротивление приборов определяем из заданого значения полной мощности приборов питаемых трансформатором тока:

Rприб = Sприб / IІн2   (6.4)

В ОРУ 110 кВ установлен трансформатор тока наружного исполнения, классом точности 0,5 при мощности приборов 10 ВА (Sприб=10 ВА), номинальным током вторичной цепи 5 А. Соединительные провода выполнены из алюминия (с =0,0283 Ом·ммІ / м [11] ), длинной l =75 м и сечением s = 4 ммІ (из данных АО “Западные электрические сети”:

Rконт = 0,1 Ом

Rпров = 0,0283· 75 / 4 = 0,53 Ом

Rприб = 10 / 5І = 0,4 Ом

Z2 = R2 = 0,1+0,53 +0,4 = 1,03 Ом

S2 = 5І ·1,03 = 25,75 ВА, выбираем трансформатор с Sн2 =30 ВА

Произведем проверку трансформатора тока марки ТВТ-110, 150/5.

Ток нормальный определяется по формуле

 А

I уст.н £ Iн

33,1 А £ 150 А

Ток максимальный определяется по формуле

 А

Iраб.max £ Iн

34,1 А £ 150 А

Ударный ток и тепловое действие трехфазного тока короткого замыкания приведены в разделе 5.

Технические характеристики трансформатора и электроустановки, для сопоставления параметров выбора представлены в таблице 6.2.

Таблица 6.2.

Трансформатор тока ТВТ - 110, 150/5.

Из таблицы 6.2. видно, что установленные на подстанции трансформаторы тока на стороне 110 кВ пригодны для эксплуатации при замене силовых трансформаторов на менее мощные.

Проверим трансформаторы тока на стороне 35 кВ.

Ток нормальный определяется по формуле

 А

I уст.н £ Iн

59,4 А £ 300 А

Ток максимальный определяется по формуле

 А

Iраб.max £ Iн

62,6 А £ 300 А

Параметры существующих трансформаторов тока на стороне 35 кВ представлены в таблице 6.3. Так как они не требуют замены, сопоставим их рабочие параметры с условиями выбора.

Таблица 6.3.

Трансформатор тока ТВ – 35, 300/5.

Страницы: 1, 2, 3, 4