|
Введение
Изм. |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
Лист |
КП.140 409.278.14
|
Электроэнергетическая отрасль Псковской области представлена крупным генерирующим объектом (ОАО "ОГК-2" - Псковская ГРЭС мощностью 430 МВт), двумя небольшими ГЭС общей мощностью 3 МВт и высокоавтоматизированным комплексом объектов электросетевого хозяйства, объединенных единым технологическим циклом и централизованным оперативно-диспетчерским управлением.
Электроснабжение Псковской области осуществляется от сетей и подстанций филиала ОАО "МРСК Северо-запада" "Псковэнерго". Основными центрами питания сети 110 кВ являются опорные ПС 330/110 кВ N 53 "Псков", N 102 "Великорецкая", N 131 "Новосокольники", принадлежащие филиалу ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" Новгородского предприятия магистральных и электрических сетей".
Условия работы ВЛ 330 кВ характеризуются достаточной пропускной способностью и надежностью.
На территории области в р.п. Дедовичи находится Псковская ГРЭС (установленная мощность 430 МВт, генераторное напряжение 15 кВ, ОРУ 330/110 кВ), объект федерального уровня, которая осуществляет производство и выдачу электроэнергии в ОЭС Северо-запада. На реках области имеются малые гидроэлектростанции (ГЭС) Шильская, Максютинская мощностью по 1,52 МВт и несколько ГЭС до 1 МВт: Порховская, Поддубская, Рубиловская и Копылковская с разной формой собственности.
Филиал ОАО "МРСК Северо-Запада" "Псковэнерго" на напряжении 110 кВ связано ЛЭП по линиям Сланцевская-5, Плюсская-2 с ОАО "Ленэнерго", Светлая-2 и Холмская-1 - с филиалом ОАО "МРСК Северо-Запада" "Новгородэнерго", по линиям Нелидовская-2 - с филиалом ОАО "МРСК Центра" "Тверьэнерго", на напряжении 35 кВ - по линии Заплюсская-1 - с ОАО "Ленэнерго".
На территории области расположены 170 подстанций напряжением 35-110 кВ. Установленная мощность трансформаторов на подстанциях 110-35 кВ составляет 1983,4 МВА.
Изм. |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
Лист |
КП.140 409.278.14
|
Схемой и программой развития электроэнергетики Псковский области на 2012-2016 годы определены следующие основные целевые ориентиры долгосрочной политики в электроэнергетике:
- надежное снабжение объектов экономики и населения области электрической энергией;
- повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики;
- повышение энергетической безопасности Псковской области;
- обеспечение технической и экономической доступности энергоресурсов для устойчивого экономического роста;
- нейтрализация инфляционных последствий повышения тарифов на энергоносители;
- снижение вредного воздействия на окружающую среду;
- повышение конкурентоспособности Псковской области.
Учитывая длительность реализации инвестиционных проектов в электроэнергетике, динамично развивающийся спрос на электрическую энергию необходимо конкретизировать приоритеты и параметры развития электроэнергетической отрасли, обосновав на долгосрочный период рациональную, экономически эффективную структуру размещения объектов электроэнергетики.
Целью Схемы и программы является обеспечение надежного и эффективного энергоснабжения потребителей и полноценного удовлетворения потребностей экономики области в электрической энергии.
Главной задачей Схемы и программы является формирование на основе существующего потенциала и установленных приоритетов развития отрасли надежной, экономически эффективной и рациональной структуры генерирующих мощностей и электросетевых объектов и создание условий для предотвращения наиболее эффективным способом прогнозируемых
Изм. |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
Лист |
КП.140 409.278.14
|
Изм. |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
Лист |
КП.140 409.278.14
|
Модернизируемая подстанция № 286 «Недомерки» напряжением110/10 кВ расположена в Псковской области. Относится к Восточным электрическим сетям. Район по гололеду третий, толщина стенки гололеда 20 мм.
Относится к третьему району по скоростному напору ветра. Подстанция №286 – проходная, с двумя трансформаторами типа ТМН – 6,3 мощностью 6,3 МВ∙А. Энергия к подстанции подается по ЛЭП 110 кВ от ПС – 110 кВ №173 Насва. ЛЭП выполнена проводом АС – 120 длиной 13,1 км. Подстанция предназначена для сельскохозяйственных и промышленных потребителей смешанного типа.
Трансформаторная подстанция состоит из следующих основных частей: ОРУ 110 кВ; силовых трансформаторов; РУ 10кВ, состоящих из шкафов наружной установки КРН – Н – 10, а также комплекта устройств высокочастотной связи и телемеханики.
Источником энергоснабжения является государственная энергосистема. Мощность короткого замыкания на шинах 110 кВ составляет 350 МВ∙А. РУ 10 кВ выполнено с одинарной секционной системой сборных шин. РУ 10 кВ состоит из: 16 шкафов, двух трансформаторов напряжения, двух трансформаторов собственных нужд. ОРУ 110 кВ укомплектована разъединителями, отделителями. Ошиновка ОРУ выполнена таким же проводом, как и линия (АС – 120).
Для подключения КИП и релейной защиты предусмотрены трансформаторы напряжения. Измерительные трансформаторы тока встроены в силовые вводы.
Молниезащита подстанции совмещается с приемным порталом. Для высокочастотной связи предусмотрены конденсаторы связи и заградители.
Для защиты подстанции от набегающих волн перенапряжения предусмотрены вентильные разрядники.
В задачу модернизации входит замена масляных выключателей старого поколения на элегазовые.
Техническая характеристика силового трансформатора приведена в таблице 1.1
Таблица 1.1
Тип трансформатора | Номинальное напряжение, кВ | Потери, кВт | Напряжение короткого замыкания, % | Ток холостого хода,% | ||
ТМН – 6300/110 | ВН | НН | Холостого хода | Короткого замыкания | 10,5 | |
11;16,5 |
Изм. |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
Лист |
КП.140 409.278.14
|
Таблица 1.2
|
Схема электрических соединений ОРУ-110кВ приведена на рисунке 1.1
Изм. |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
Лист |
КП.140 409.278.14
|
Рисунок 1.1 Схема электрических соединений ОРУ-110кВ
В задачу модернизации входит замена масляных выключателей старого поколения на элегазовые.
Изм. |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
Лист |
КП.140 409.278.14
|
Силовые трансформаторы, установленные на подстанциях, предназначены для преобразования электроэнергии с одного на другое напряжение. Наибольшее распространение получили трехфазные трансформаторы, так как потери в них на 12 – 15% ниже, а расход активных материалов и стоимость на 20 – 25% меньше, чем в группах из трех однофазных трансформаторов такой же мощности.
Определение мощности силового трансформатора:
Sp.max=√3 ∙ Ip. max·U2н (2.1)
где Sp.max - расчетная максимальная мощность; кВ∙А
Ip.max - расчетный максимальный ток; А
U2н - вторичное номинальное напряжение
Существенная замеренная нагрузка на подстанции составляет 8598,1кВ А в том числе по ВЛ-10кВ. Измерим ток на линии:
Л1-85А Sр.mах(Л 1)=85∙1,73 ∙ 10=1470,5 кВ∙А
Л2-81А Sр.mах (Л2)=81∙1,73∙10=1401,3 кВ∙А
ЛЗ-89А Sр.mах (ЛЗ)=89∙1,73∙10=1539,7 кВ∙А
Л4-88А Sр.mах х(Л4)=88∙1,73∙10=1522,4 кВ∙А
Л5-81А Sр.mах (Л5)=81∙1,73∙10=1401,3 кВ∙А
Л6-73А Sр.mах (Л6)=73∙1,73∙10=1262,9 кВ∙А
Σ1(Л 1... Л6)=497А Σ Sр.mах (Л 1... Л6)=8598,1 кВ∙А
Sр.mах =1,73-503-10=8701,9 кВ∙А
По рассчитанной нагрузке выбираем два силовых трансформатора по условию нормального режима работы. Замеренная нагрузка на подстанции составляет 8598,1 кВ∙А в том числе по ВЛ-10 кВ.
На подстанции установлено два трансформатора одинаковой мощности
6,3 MB∙А каждый.
Проверяем трансформаторы на перегрузочную способность, т.е. на совокупную допустимую нагрузку и аварийную перегрузку.
≤ Кс (2.2)
где Sр.mах - расчет максимальной нагрузки на подстанцию;
n - число трансформаторов;
Sh - номинальная мощность трансформатора;
Кс - коэффициент дополнительного источника нагрузок трансформатора Кс =1,57
= 0,68≤1,57
Условие выполняется
При отключении одного из трансформаторов второй подлежит проверке на перегрузку:
≤ Кав (2.3)
где Кав - коэффициент аварийной перегрузки трансформатора = 1,68
Изм. |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
Лист |
КП.140 409.278.14
|
Условие выполняется
Таким образом в аварийном в аварийных ситуациях, когда один из трансформаторов в данной подстанции отключается, аварийная перегрузка не превысит допустимых значений.
Проверим режим работы трансформатора с учетом резервирования. Зарезервируем линию 3 и 5 с соседней подстанции.
S'p = 2000 кВ∙А – отдаём; S"p= 1500 кВ∙А – принимаем
Sн ≥ (2.4)
= 3927,4 кВ∙А ≤ 6300 кВ∙А
Условие выполняется
Sн ≥ (2.5)
= 3005,4 кВ∙А ≤6300 кВ∙А
Условие выполняется
Вывод: В любом случае перегрузки трансформатора не наблюдается.
3 Расчет токов короткого замыкания
Коротким замыканием (КЗ) называется нарушение нормальной работы электрической установки, вызванное замыканием фаз между собой, а также замыканием фаз на землю в сетях с глухозаземленными нейтралями.
Причинами короткого замыкания обычно являются нарушения изоляции, вызванные ее механическими повреждениями, старением, набросами посторонних тел на провода линий электропередачи, проход под линиями негабаритных механизмов (кранов с поднятой стрелой и т.п.), прямыми ударами молнии, перенапряжениями, неудовлетворительным уходом за оборудованием. Часто причиной повреждений в электроустановках, сопровождающихся короткими замыканиями, являются неправильные действия обслуживающего персонала. Примерами таких действий являются ошибочные отключения разъединителем цепи с током, включения разъединителей на закоротку, ошибочные действия при переключениях в главных схемах и в схемах релейной защиты и автоматики.
Расчёты токов короткого замыкания необходимы:
•Для сопоставления, оценки и выбора главных схем электрических станций, сетей и подстанций;
•Выбора и проверки электрических аппаратов и проводников;
•Проектирования и настройки устройств релейной защиты и автоматики;
•Определения влияния токов нулево
Изм. |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
Лист |
КП.140 409.278.14
|
•Проектирования заземляющих устройств;
•Анализа аварий в электроустановках и электрических системах;
•Оценки допустимости и разработки методики проведения различных испытаний в электрических системах;
•Анализа устойчивости работы энергосистем.
Для расчётов токов короткого замыкания составляем расчетную схему. Расчётная схема представлена на рисунке 3.1
ВЛ-110
ТП- 110/10
SK3C = 350 МВ∙A; SH = 6,3 MB∙А
где SK3C - мощность короткого замыкания системы;
l = 13,1 км -длина линии;
SH - номинальная мощность трансформатора;
АС - марка провода;
К1 и К2 - точки короткого замыкания
Рисунок 3.1 Расчетная схема
Изм. |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
Лист |
КП.140 409.278.14
|
где Хс - индуктивное сопротивление системы;
Хл — индуктивное сопротивление линии;
rл - активное сопротивление линии;
Хт - индуктивное сопротивление трансформатора;
К1 и К2 - точки короткого замыкания
Рисунок 3.2 Схема замещения
Определить сопротивление каждого элемента схемы от источника короткого замыкания до точки короткого замыкания. Расчет ведем в относительных единицах.
Определяем индуктивное сопротивление системы
Хс=Sб/Sкзс (3.1)
где Хс - индуктивное сопротивление системы;
Sб- базисная мощность = 100 MB∙A;
Sкзc - мощность короткого замыкания системы
Хс = 100/350 = 0,28
Определяем индуктивное сопротивление линии
Хл = Х0∙l∙(Sб/Uср2) (3.2)
где Хл - индуктивное сопротивление линии;
Х0 - индуктивное удельное сопротивление = 0,4;
Ucp - среднее высшее напряжение - 115 кВ
Хл= 0,4∙13,1∙(100/1152) = 0,04
Определяем активное сопротивление линии
rл = r0∙ l∙(Sб/Uср2) (3.3)
где r0 - удельное сопротивление линии = 0,245;
rл - активное сопротивление линии;
rл= 0,245∙13,1∙ (100/1152) = 0,02
Определяем сумму индуктивных сопротивлений (ΣX) до точки К1
ΣX = Хс + Хл(3.4)
ΣX = 0,28 + 0,04 = 0,32
Определяем сумму активных сопротивлений (Σr)
Σr = rл (3.5)
Σr = 0,03
Находим полное сопротивление (Z)
Zк1 = √ΣX2 + Σr2 (3.6)
Zк1 = √0,322 + 0,022 = 0,32
Расчет токов короткого замыкания до точки к1
Находим базисный ток (Iб)
Iб = Sб / (√3∙Uср) (3.7)
Iб = 100000 / (1,73∙115) = 502
Находим ток трехфазного короткого замыкания в точке (К1).
I(3)к.з.= Iб / ZК1 (3.8)
I(3)к.з.= 502 / 0,32 = 1568 А = 1,6 кА
Находим ток двухфазного короткого замыкания в точке (К1)
I(2)к.з.= 0,87 ∙ I(3)к.з (3.9)
I(2)к.з.= 0,87 ∙ 1568 = 1364,2А = 1,4 кА
Определяем ударный ток
i(3)у = Куд. ∙ √ 2 ∙ I(3)к.з. (3.10)
где: i(3)у – ударный ток; А
I(3)к.з. – ток короткого замыкания; А
Куд. – ударный коэффициент (Куд= 1,8)
i(3)у = 1,8 ∙ 1,41 ∙ 1568 = 4064А = 4,1 кА
Рассчитываем индуктивное сопротивление трансформатора
Хт = (Uк % / 100) ∙ (Sб / 2Sн) (3.11)
где: Хт – индуктивное сопротивление трансформатора
Uк % - напряжение к.з; % (Uк % = 10,5)
Sб – заданная мощность (Sб = 100 мВ∙А)
Изм. |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
Лист |
КП.140 409.278.14
|
Хт = (10,5 / 100) ∙ (100 / 2∙ 6,3) = 0,83
Определяем сумму индуктивных сопротивлений до точки К2 по формуле:
ΣХК2= Хс + Хл + Хт (3.12)
ΣХ К2 = 0,28 + 0,04 + 0,83 = 1,15
Определяем сумму активных сопротивлений до точки К2 по формуле:
Σr = rл (3.13)
Σr = 0,02
Определяем полное сопротивление до точки (К2) по формуле:
Z К2 = √ ΣХ2 + Σr2 (3.14)
ZК2 = √ 1,152 + 0,022 = 1,15
Рассчитываем ток короткого замыкания до точки (К2) по формуле:
Iб = Sб / (√3 Uср.2 н) (3.15)
где: Iб – базисный ток; А
Sб – заданная мощность (Sб = 100 МВ∙А)
Uср. 2 н – среднее вторичное напряжение; кВ (Uср = 10,5 кВ)
Iб = 100000 / (1,73 ∙ 10,5) = 5505,9 А
Находим ток трехфазного короткого замыкания в точке (К2).
I(3)к.з.= Iб / ZК2 (3.16)
I(3)к.з.= 5505,9 / 1,15 = 4787,7 А = 4,8 кА
Находим ток двухфазного короткого замыкания в точке (К2)
I(2)к.з.= 0,87 ∙ I(3)к.з (3.17)
I(2)к.з.= 0,87 ∙ 4787,7 = 4165,3А = 4,2 кА
Определяем ударный ток точки (К2)
i(3)у = Куд. ∙ √ 2 ∙ I(3)к.з. (3.18)
где: i(3)у – ударный ток; А
I(3)к.з. – ток короткого замыкания; А
Куд. – ударный коэффициент (Куд= 1,4)
i(3)у = 1,4 ∙ 1,41 ∙ 4787,7 = 9652А = 9,7 кА
Находим мощность короткого замыкания по формуле:
Sк.з. = √ 3 ∙ I(3)к.з (К2) ∙ Uср. 2 н (3.19)
где: Sк.з – мощность короткого замыкания; (МВ∙А)
I(3)к.з (К2) – ток короткого замыкания в точке К2; А
Uср. 2 н – среднее вторичное напряжение; кВ (Uср = 10,5 кВ)
Sк.з. = 1,73 ∙ 4787,7 ∙ 10,5 = 86968 кВ∙А ≈ 87 МВ∙А
Изм. |
Лист |
№ докум. |
Подпись |
Дата |
Лист |
КП.140 409.278.14
|
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 69 | Нарушение авторских прав
<== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |