Электроснабжение восточной части Феодосийского района электрических сетей с разработкой сетей резервного источника питания потребителей

1.4 Определение нагрузок отходящих линий

Расчетные нагрузки на участках отходящих линий 10 кВ определяются добавлением нагрузок подстанций, включенных в линию. Для расчета нагрузок принимаются однолинейные схемы отходящих линий со всеми существующими подстанциями (Рис. 1., 2, 3) За исходные данные возьмем расчетные нагрузки на каждой отдельной подстанции 10/0,4 кВ с учетом коэффициента одновременности, а т.к. вечерняя нагрузка выше, то за основу возьмем расчетные нагрузки вечернего максимума. Учитывая большой разброс расчетных мощностей для определения суммарной нагрузки используем таблицу 3.10 [1].

Таблица 4. - Нагрузки на Ф-304

Таблица 5. - Нагрузки на Ф-305.

Рис. 1. Схема для расчета нагрузок Ф-304.

Рис. 5. Схема для расчета нагрузок Ф-305.

Рис. 6. Схема для расчета нагрузок Ф-306

Таблица 6. - Нагрузки на Ф-306.

2. Электротехническая часть

2.1 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Выбор установленной мощности двутрансформаторной подстанции проводится из условий их работы в нормальных условиях по экономическим интервалам нагрузки, выходящих из условий: Sэк.min≤Sp/n≤Sэк.max, где

Sэк.min и Sэк. max – соответственно минимальная и максимальная граница экономического интервала нагрузки трансформатора, принятой номинальной мощности. [2]

Sр – расчетная нагрузка подстанции (кВА)

n – число проектируемых трансформаторов.

Sр=9324,6 кВА (по данным расчетов нагрузок в таб. 3,4,5)

Число проектируемых трансформаторов n=2

Sэк min≤4662,3≤Sэк max

Выбираем трансформаторы мощностью на основании основного графика нагрузок подстанций 110/10 кВ (граф. 2.6; таб. 3.5) [2]

4021≤4662,3≤7520 (т.е. тр-р 6300 кВА) тр-р 10000 кВА 7521≤ ≤12180

Выбранная мощность проверяется из условий их работы в нормальном режиме эксплуатации. В таком режиме работы подстанции наименьшая мощность трансформаторов должна удовлетворять условию: , где Кс – коэффициент допустимой систематичной нагрузки трансформатора в зависимости от вида нагрузки, номинальной мощности трансформатора, для приведенных в таблице 63 [3] среднесуточных температур.

Среднесуточная температура воздуха tn определяется для района установки тр-ра по данным метеоцентра.

Если среднесуточная температура отличается от табличной то Кс необходимо пересчитать по формуле:

Кс=Кст – ά(tn-tпт),

где, ά – расчетный температурный градиент, 10с равен 0,83 10-2

Кст – табличная величина коэффициента допустимой системной нагрузки, соответствующей среднесуточной температуре расчетного района

Кс =1,25 – 1,18 10-2(29,8-20)=1,13

Проверим выбранный трансформатор при условии работы одного трансформатора с длительной систематической нагрузкой в летнее время.

9324,6/10000=0,93, что меньше 1,13 т.е. выбранный трансформатор удовлетворяет заданному условию.

К установке принимаем трансформатор ТДН – 10000/110 – ДУ1 115±9х1,78%/11кВ Uкз = 10,5%

2.2 Электрический расчет сетей

Проверка выбранного сечения проводов выполняется по Sэкв. на каждом отдельном участке начиная от питающего центра. Sэкв. определяется по формуле:

Sэкв.=Smax Кд,

где Кд – коэф. динамики роста нагрузок ,(принимается Кд=0,7)

Smax – расчетная максимальная нагрузка на участке кВА.

Проверка выбранного сечения проводов осуществляется по потере напряжения на каждом участке. По методике изложенной в [2], считается, что минимум приведенных затрат на сооруженной менее 10 кВ и падение напряжения в конце линии не должен превышать ΔU10≈8%.

Проверка на потерю напряжения на і участке линии выполняется по формуле:

ΔUi=βiSэкві li,

где βі – удельная потеря напряжения для данного материала и сечения проводов % (кВА км)

Sэкв і - эквивалентная мощность на і-м участке кВА.

li – длина і-го участка.

Результаты расчета сводятся в таблицу. Расчет ведется по вечернему максимуму.

Таблица 7. - Проверка сечения проводов лин. Ф-306.

Таблица 8. - Ф-305.

ΔU% - в кабелях определялась по таб. П-4-12 [3]

Таблица 9. - Ф-304.

ΔU% - в кабелях определялось по табл. П-4-12 [3].

2.3 Расчет токов КЗ

Расчет токов КЗ выполняется в относительных единицах. За базисные величины приняты Sб= 100 мВА, Uб1=115 кВ; Uб11=10,5 кВ. Базисные величины связаны между собой следующими выражениями:

, (Sб – выбрана произвольно)

Zб=

(110кВ) Iбi=Sб/(

(10 кВ) Iб11=Sб/(А

Место возможного КЗ необходимо выбрать таким, чтобы ток в проверяемом аппарате был небольшим. Эта величина принимается за расчетную.

Для сельскохозяйственных подстанций 110/10 кВ расчетными точками КЗ являются шины высшего напряжение (Ко), шины низшего напряжения (10 кВ) (К1) точка ближайшего КЗ (К2) и наиболее удаленная точка КЗ в сети 10 кВ (К3).

Для проверки чувствительности защиты необходимо знать минимальные значения тока КЗ в данных расчетных точках. Для каждой точки КЗ составляется эквивалентная схема замещения в которых элементы схемы заменяются напряжениями.

Рис. 4. Схема замещения Ф-304.

Рис. 5. Схема замещения Ф-305.

Рис. 6. Схема замещения Ф-306.

Sб=100 мВА Uф1=115 кВ, Uф11=10 кВ

Тр-ор п/ст. "Приморская" ТДН – 10000/110 – 8У1 115±9х1,78%/ 11кВ Uкз=10,5%

А (110 кВ)

Ток КЗ на шинах 110 кВ по данным РЗА ФПЭС

I(0)кз max=14900 А

I(0)кз для тр-ор с РПН зависит от положения переключателя.

(За базисное напряжение в относительных для каждой ступени принимают Uн*1,05, т.е.Uн=110→Uб=115; Uн=10→Uб=10,5)

Х*л(б)=Х0L;

r*(б)=r0L

т.к. 1 то для приведения к базисной величине можно принять Х*л(б)=Х0; r*б=r0; Z*б=Z0

Определяем сопротивление отдельных элементов системы в относительных единицах. Активное и полное сопротивление приводится к базисным условиям:

Базисное сопротивление короткозамкнутой цепи для тр-ра составит:

Z*бт=UкSб/(100S н.тр.)

где Uк – напр. КЗ тр-ра %

Sб – базисная мощность мВА.

Sнт – номинальная мощность тр-ра.

Z*б.тр.max=

Определяем ток КЗ на линиях 10 кВ

I"(3)=Iб/Z*тр

I"(3)min= 5499/1,23=4470 А

I"(3)max5499/0,87=6320 А

Ударный ток КЗ на шинах 10 кВ найдем по формуле:

При КЗ на шинах низкого напряжения подстанции с высшим напряжением не менее 110 кВ Ку=1,8 [2]

Для точки КЗ Z*рез.б. находится как сумма Z*б.тр. и Z*б.л. для участка линии от СТ-10 кВ подстанции " Приморская " до ст. 10 кВ Т.П.-159. Аналогично для точки К3 К4 только Z*бл. составляет сумма Z*б всех участков линии от ст 10 кВ п/ст "Приморская" до Т.П.-263. Токи КЗ в точках К3 и К4 определяются по формуле: I"(3)=Iб/Z* рез., где I"(3) – действующее значение периодической слагающей тока КЗ за первый период . Z рез – полное результирующее значение сопротивления до точки К3 (Ом).

Результаты расчетов сводятся в таблицу 10.

Таблица 10. - Точки КЗ Ф-306.

Для линий Ф-305 и Ф304 расчет токов КЗ выполняется только для точек Кз и К4. Результаты расчетов сведены в табл. 11.

Таблица 11. - Токи КЗ Ф-305 Ф-304.

Действующее значение полного тока трехфазного КЗ за первый период определяют по формуле

 (для шин 10 кВ)

При КЗ в электросетях, питающихся от мощных энергосистем, периодическая слагающая тока КЗ практически не изменяется во времени.

, где Int – действующее значение периодической слагающей тока КЗ через время t.

Величина тока КЗ двухфазного определяют из выражения

Результаты расчетов сводятся в таблицу 10 и таблицу 11.

2.4 Выбор высоковольтного оборудования и проверка его по режиму КЗ

Надежная и экономичная работа электрических аппаратов и токоведущих частей может быть обеспечена лишь при правильном выборе по условиям работы как в длительном режиме, так ив режиме КЗ.

Для длительного режима аппаратура и проводники выбирают по номинальному напряжению, с учетом конструкции и рода установки (для внутренней или наружной установки, для комплектных подстанций и ячеек распредустройств) сравнивают номинальное напряжение Uан и номинальный ток аппарата с требуемыми параметрами.

Uан≥U уст.н.; I а.н.≥I раб.max,

где Uуст – напряжение установки, где используется рассматриваемая аппаратура

Iраб max – максимальный рабочий ток установки.

Для трансформаторов напряжения и разрядников должно быть Uан=Uуст.н.

Для предотвращения механических повреждений под действием усилий, возникающих в проводниках при протекании по ним токов КЗ, все элементы должны обладать достаточной эл. динамической устойчивостью.

Под эл. динамической устойчивостью понимают обычно способность аппарата или шинных конструкций противостоять кратковременным усилиям, возникающим при протекании тока КЗ без повреждений препятствующих их дальнейшей нормальной работе.

Для электрических аппаратов завод-изготовитель указывает гарантийное значение тока КЗ при котором обеспечивается эл. динамическая устойчивость. При выборе аппаратов гарантированная заводом-изготовителем величина сравнивается с расчетным током КЗ. Должно быть выполнено условие Iдин≥I3y

Электрическая устойчивость жестких шин (за исключением комплектных токопроводов и шин КРУ) определяется расчетом механических напряжений в материале проводника. Критерием устойчивости служит выполнение условия Gдоп≥Gрасч, где Gдоп и Gрасч – соответственно допустимое и расчетное значение механических напряжений в материале проводника.

2.4.1 Выбор гибких шин.

Сечение гибких шин выбирается по экономической плотности тока.

qэк=Iраб/jэк,

где jэк – экономическая плотность тока А/мм2 (для алюминиевых шин принимаем 1,1) [7] (табл. 4.1.).

Рабочий ток Iраб определим по формуле )

qэк=Iраб/jэк=46,8/1,1=42,5мм2

ближайшее по значению сечение 50 мм2.

Но т.к. длина гибких шин не велика (чуть более 30 мм), а питающие линии выполнены проводом АС 185, принимаем гибкие шины из провода АС 185. Это незначительно увеличит стоимость, но зато упростили монтаж при подключении к магистральной линии.

Проверку на длительно допустимый ток не выполняем т.к. провод взят со значительным превышением необходимого сечения.

Выполним проверку по допустимому термическому действию К3 Qк£Qк доп или

В практических расчетах для определения минимальной величины сечения, допустимого по термической устойчивости, пользуются второй формулой, где С=880С – длительно допустимая температура для алюминиевых шин,

Вк=I"2(tотк+Та),

гдеI"2 – начальное значение периодической составляющей тока КЗ (для шин 110 кВ I"=577 А)

tоткл – время отключения КЗ.

tотк – согласно ПУЭ время отключения (время действия КЗ) tотк складывается из времени действия основной релейной защиты данной цепи tрз и полного времени отключения выключателя tов

t отк=tрз+tов

При этом можно принять tрз=0,1 с

С учетом характеристик выключателей (таб.4.16 [7]) получим время отключения КЗ в пределах: t=0,16¸0,2с. (принимаем 0,18 с)

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8