Розвиток електричної мережі ВАТ «Львівобленерго»

1. АНАЛІЗ ВИХІДНИХ ДАНИХ ДЛЯ ПРОЕКТУВАННЯ

Електроенергетичні системи мають зв’язок з усіма галузями господарства України. Зміни, які відбуваються в них зумовлюють неперервний динамічний розвиток електроенергетичних систем, який проявляється у зростанні чи зниженні навантаження, введенні нових генеруючих потужностей, зміні структури існуючих мереж. В рамках країни практично відсутні моменти проектування автономних електроенергетичних систем. Очевидно, що це вимагає відповідних проектів розвитку та реконструкції електроенергетичних об'єктів: станцій, підстанцій, мереж тощо, як на даний час, так і на перспективу. При цьому потрібно враховувати історичні аспекти розвитку електроенергетики:

стан генеруючих потужностей;

перспективи розроблення електроматеріалів;

стан електротехнічної промисловості;

існуючий стан і архітектура енергетичних систем.

Згідно завдання, передбачається розвиток електричної мережі 35 кВ ВАТ «Львівобленерго». Прогнозується зростання потужності навантаження підстанції «Добромиль-14» до 4.25 МВт. Склад споживачів, які отримують живлення від шин підстанції 10 кВ по категоріях надійності наступний: І категорія — 20%, ІІ категорія — 30%, ІІІ категорія — 50% від потужності підстанції. Коефіцієнт реактивної потужності на шинах підстанції для режиму найбільшого навантаження tg=0,593. Час максимального навантаження — 5800 год.

Електрична мережа розташована в центрі і півдні Львівської області. Район розташування мережі відноситься до третього по швидкості напору вітру та другого по ожеледі. Середньорічна температура на території, охопленій мережею, становить 9, 9С, а середньорічна тривалість гроз становить 1000 год за рік.

На рис. 1.1 наведена ділянка схеми електричної мережі ВАТ «Львівобленерго».

Рис. 1.1 — Ділянка схеми електричної мережі ВАТ «Львівобленерго»

Живильними вузлами електричної мережі є підстанції «Ст. Самбір-Т» та «Чижки-68». Це вузли, які живлять певну частину Львівської області. На ПС «Ст. Самбір-Т» встановлено 2 трансформатори потужністю 40 МВА кожен, які живлять шини 35 кВ від шин 110кВ. На ПС «Чижки-68» встановлено трансформатор потужністю 10 МВА.

1.1 Розрахунок режиму роботи мережі для вихідної схеми

Вихідними даними для розрахунку режиму роботи мережі є схема мережі (рис. 1.1), параметри ліній електропересилання, які наведені у табл. 1.1 та навантаження підстанцій мережі - табл. 1.2.

Згідно на рис. 1.2 зображена заступна схема лінії електропересилання напругою 35кВ. Її параметри розраховуються за формулами, наведеними нижче.

Рис. 1.2 — Заступна схема лінії 35кВ

, ,

де:

l — довжина лінії, (км);

n — кількість проводів у розщепленій фазі;

F — поперечний переріз проводу, (мм²);

с = 28,9 Ом· мм²/км — питомий опір;

t_cp — середньорічна температура (°С);

б = 0,004 °С^-1 — температурний коефіцієнт розширення.

Розрахуємо параметри для лінії L1 ПС «Ст. Самбір-Т» — ПС «Хирів-13».

Ом;

Ом/км;

Ом.

Параметри всіх інших ліній розраховується аналогічно як і для L1 між ПС «Ст. Самбір-Т» — ПС «Хирів-13».

Результати обчислень занесені в табл. 1.1.

Таблиця 1.1 — Параметри ліній електричної мережі 35 кВ

Розрахунок виконаний для мережі 35 кВ. За балансуючі вузли (100 і 200) були прийняті шини 35 кВ підстанції «Ст. Самбір-Т» та підстанції «Чижки-68» відповідно. Напруга у цих вузлах підтримувалась на рівні 37.8кВ. Мінімальні навантаження складають 60% від максимальних.

Таблиця 1.2 — Навантаження вузлів

Результати розрахунку, який виконаний на графічно-розрахунковому

комплексі «DAKAR», коротка характеристика якого наведена у параграфі 3.1, даної пояснювальної записки, наведені у дод. А «Стартовий режим».

1.2 Характеристика підстанції «Добромиль-14»

На підстанції «Добромиль-14» 35/10 кВ, схема якої наведена на рис. 1.3, встановлено два трансформатори потужністю 4 і 2.5 МВА. Від шин 10 кВ живляться споживачі потужністю 3.366+j1.84МВА

Прогнозується збільшення навантаження підстанції до 4.25 МВт. На шинах 10 кВ навантаження зросте до потужності 4.25+j2.12 МВА.7

Запроектована схема підстанції «Добромиль-14», яка вибрана для електропостачання споживачів, наведена на рис. 1.4.

Схеми розподільних злагод підстанції «Добромиль-14» вибрані, виходячи з наступних вимог:

надійності електропостачання споживачів та потрібні перетоки потужностей через шини підстанції;

поетапний розвиток підстанції;

можливість проведення ремонтних робіт на окремих елементах без вимкнення сусідніх приєднань;

врахування вимог релейного захисту та аавтоматики;

наочність;

економічність.

Рис. 1.3 — Існуюча схема підстанції «Добромиль-14»

На стороні ВН — одна секціонована вимикачем система шин.

На стороні НН — одна одинока секціонована вимикачем система шин. (рис 1.3)

Рис. 1.4 — Запроектована схема підстанції «Добромиль-14»

Для розподільної злагоди 35 кВ вибрана схема — місток з вимикачами в колах трансформаторів і ремонтною перемичкою з боку трансформаторів, передбачається встановлення вакуумних вимикачів фірми SIEMENS типу 3AF01.

На стороні НН — одна одинока секціонована вимикачем система шин, передбачається встановлення вакуумних вимикачів заводу РЗВА типу ВР2.(рис 1.4)

2. ВИБІР ТРАНСФОРМАТОРІВ ПІДСТАНЦІЇ

Вибір кількості та номінальної потужності трансформаторів виконуємо для максимального робочого режиму.

З умов надійності на підстанції «Добромиль-14» встановлюємо два трансформатори.

Потужність трансформатора двотрансформаторної підстанції визначається з врахуванням допустимого перевантаження трансформатора на 40% під час аварійного вимкнення одного з трансформаторів в максимальному режимі роботи.

Визначаємо потужність навантаження підстанції:

Отже,

Згідно [4], вибираємо трансформатор типу ТМ-4000/35.

Паспортні дані трансформатора:

Розраховуємо параметри трансформатора:

3. РОЗРАХУНОК ОСНОВНИХ РЕЖИМІВ РОБОТИ МЕРЕЖІ

Розрахунок режимів роботи електричної мережі виконується для визначення:

а) завантаження елементів мережі, визначення пропускної здатності мережі при очікуваних перетоках потужності;

б) перерізу проводів і кабелів та потужності трансформаторів і автотрансформаторів;

в) рівня напруг у вузлах і на елементах мережі, заходів по забезпеченню допустимих відхилень напруги, втрат потужності і енергії, для оцінки економічності роботи мережі;

г) рівнів струмів коротких замикань (КЗ), відповідність очікуваним струмам КЗ, заходів по обмеженню струмів КЗ;

д) пропускної здатності мережі з умов стійкості.

Координати режиму мережі в процесі її експлуатації постійно змінюються, тому що мають місце неперервні зміни навантаження, може змінюватись і сама схема мережі внаслідок експлуатаційного чи аварійного вимкнення окремих елементів.

Вихідними даними для розрахунку основних режимів роботи мережі є схема електричної мережі, що наведена на рис. 3.1, параметри ЛЕП (табл. 1.1), навантаження підстанцій (табл. 1.2).

Усі розрахунки режимів роботи мережі здійснюються за допомогою комплексу «DAKAR».

Рис. 3.1 — Схема електричної мережі

3.1 Коротка характеристика комплексу «DAKAR»

Графічно-розрахунковий комплекс «DAKAR» призначений:

розрахунку режимів роботи мережі;

визначення струмів КЗ;

дослідження мереж на статичну та динамічну стійкість;

дослідження режимів роботи генераторів та синхронних компенсаторів.

Комплекс використовується як для навчальних розрахунків, так і для диспетчерських розрахунків діючих мереж, дозволяє прогнозувати усі можливі перетоки потужності по мережах для кожної години доби.

Вхідними даними для розрахунку у комплексі «DAKAR» є навантаження у вузлах і параметри ліній електропересилання та трансформаторів. Коефіцієнт трансформації задається як відношення напруг.

Усі вхідні параметри можна вводити вручну або автоматично. При автоматичному заданні параметрів ліній електропересилання вхідною інформацією є марка проводу і довжина лінії, для трансформаторів -це двообмоткові чи триобмоткові та їх потужність.

При ручному вводі користуємся заступною схемою лінії - рис. 3.2. та трансформатора — рис. 3.3., та формулами для рорахунків їх параметрів, які наведені нижче.

Рис. 3.2 — Заступна схема лінії 35кВ Рис. 3.3 — Заступна схема двообмоткового трансформатора

При розрахунку струмів КЗ потрібно вказати вид КЗ (одно-, двочи трифазне) та місце (на лінії, у вузлі) і також сформувати схеми послідовностей (пряма, зворотня чи нульова).

Балансуючим вузлом задається потужна електростанція або шини потужної підстанції.

3.2 Розрахунок режиму максимальних навантажень

Максимальний режим — це режим, при якому споживачі характеризуються максимальним споживанням електроенергії. У цьому режимі в мережі мають місце максимальні втрати потужності та напруги. Бажана напруга на шинах 10 кВ підстанції «Добромиль-14» у цьому режимі повинна бути близькою 1,08U_ном. Результати розрахунку режиму наведені у дод. Б. Напруга у балансуючих вузлах дорівнює 37.8 кВ.

Таблиця 1 — Напруги у вузлах режиму максимальних навантажень

3.3 Розрахунок відрегульованого режиму максимальних навантажень

Напруги на шинах НН ПС в максимальному режимі повинні знаходитись в межах 1,08· U_ном. Але вони знаходяться на незадовільному рівні (табл. 3.1). Виконання цієї вимоги досягається з допомогою зміни коефіцієнтів трансформації у відповідних трансформаторів.

Потрібні коефіцієнти трансформації визначаються наступним чином:

де: — потрібне положення РПН, для підтримання необхідного рівня напруги;

— номінальний коефіцієнт трансформації;

— відсоткова зміна напруги при зміні положення РПН;

— дійсна напруга без використання РПН;

— бажана напруга, кВ.

Проводимо розрахунки для трансформаторів на ПС «Добромиль-14».

Для НН:

;

.

Вибрані коефіцієнти трансформації трансформаторів наведені у табл. 3.2.

Таблиця 3.2 — Коефіцієнти трансформації трансформаторів підстанції «Добромиль-14»

З новими коефіціентами трансформації проводимо розрахунки режиму максимальних навантажень. Отримані значення напруг наведені в табл. 3.3, підтверджують правильність вибору коефіціентів трансформації. Результати розрахунку режиму наведені у дод. В.

Таблиця 3.3 — Напруги у вузлах відрегульованого режиму максимальних навантажень

3.4 Розрахунок режиму мінімальних навантажень

Мінімальний режим — це режим, при якому споживачі характеризуються мінімальним споживанням електроенергії. В мінімальному режимі бажана напруга на шинах споживачів повинна бути близькою до 1,03U_ном

Розраховані напруги у вузлах наведені в табл. 3.4. Результати розрахунку режиму наведені у дод. Г.

Таблиця 3.4 — Напруги у вузлах режиму мінімальних навантажень

3.5 Розрахунок відрегульованого режиму мінімальних навантажень

Провівши аналіз результатів розрахунку, бачимо, що цей режим характеризується малими втратами активної потужності і напруги, що є характерним для цих режимів. Потрібні коефіцієнти трансформації визначаються аналогічно як у розділі 3.3. Вибрані коефіцієнти трансформації трансформаторів наведені у табл. 3.5.

Таблиця 3.5 — Коефіцієнти трансформації трансформаторів підстанції «Добромиль-14»

З новими коефіціентами трансформації проводимо розрахунки режиму мінімальних навантажень. Отримані значення напруг наведені в табл. 3.6, підтверджують правильність вибору коефіціентів трансформації. Результати розрахунку режиму наведені у дод. Д.

Таблиця 3.6 — Напруги у вузлах відрегульованого режиму мінімальних навантажень

3.6 Розрахунок післяаварійних режимів

Післяаварійні та обтяжені режими роботи виникають внаслідок аварійного або планового вимкнення елементу електричної мережі. Усі аварійні режими розраховуються при максимальному навантаженні підстанції. Напруга на шинах 10 кВ підстанції «Добромиль-14» повинна бути близькою до номінальної.

Розглянемо усі аварійні режими роботи електричної мережі.

3.6.1 Аварійний режим № 1

Вимкнено один трансформатор на підстанції «Добромиль-14»

У цьому режимі усе навантаження припадає на один трансформатор. Результати розрахунку цього режиму наведені у дод. Е. Цей режим характеризується збільшенням втрат активної потужності та напруги, порівнюючи з максимальним режимом навантаження. Розраховані напруги у вузлах наведені в табл. 3.7.

Таблиця 3.7 — Напруги у вузлах аварійного режиму № 1

Проаналізувавши аварійний режим № 1, бачимо, що напруги на шинах НН знаходяться на незадовільному рівні (табл. 3.7.). Тому їх треба відрегулювати. Бажані напруги на шинах 10 кВ підстанцій забезпечуємо за допомогою РПН трансформаторів. Їх розрахунок здійснюємо аналогічно як у розділі 3.3. Розраховані значення коефіціентів трансформації наведені в табл. 3.8. Отримані значення напруг наведені в табл. 3.9, підтверджують правильність вибору коефіціентів трансформації. Результати розрахунку режиму наведені у дод. Є.

Таблиця 3.8 — Коефіцієнт трансформації трансформатора підстанції «Добромиль-14»

Таблиця 3.9 — Напруги у вузлах відрегульованого аварійного режиму № 1

3.6.2 Аварійний режим № 2

Вимкнено лінію 100−1 (між ПС «Ст.Самбір-Т» і ПС «Хирів-13»)

Цей режим є дуже важким, тому що уся потужність буде протікати по одній лінії. Розраховані напруги у вузлах наведені в табл. 3.10.

Результати розрахунку цього режиму наведені у дод. Ж.

Таблиця 3.10 — Напруги у вузлах аварійного режиму № 2

Проаналізувавши аварійний режим № 2, бачимо, що напруги на шинах НН знаходяться на незадовільному рівні (табл. 3.10). Їх розрахунок здійснюємо аналогічно як у розділі 3.3. Розраховані значення коефіціентів трансформації наведені в табл.3.11. Отримані значення напруг наведені в табл. 3.12, підтверджують правильність вибору коефіціентів трансформації. Результати розрахунку режиму наведені у дод. З.

Таблиця 3.11 — Коефіцієнти трансформації трансформаторів підстанції «Добромиль-14»

Таблиця 3.12 — Напруги у вузлах відрегульованого аварійного режиму № 2

3.6.3 Аварійний режим № 3.

Вимкнено лінію між вузлами 1−2 (ПС «Хирів-13» — ПС «Добромиль-14»)

Результати розрахунку цього режиму наведено у дод. К. Провівши аналіз результатів розрахунку режиму, бачимо, що цей режим майже не відрізняється від максимального. Розраховані напруги у вузлах наведені в табл. 3.13.

Таблиця 3.13 — Напруги у вузлах аварійного режиму № 3

Проаналізувавши аварійний режим № 3, бачимо, що напруги на шинах НН знаходяться на незадовільному рівні (табл. 3.13).

Бажані напруги на шинах 10 кВ підстанцій забезпечуємо за допомогою РПН трансформаторів. Їх розрахунок здійснюємо аналогічно як у розділі 3.3. Розраховані значення коефіціентів трансформації наведені в табл. 3.14. Отримані значення напруг наведені в табл. 3.15, підтверджують правильність вибору коефіціентів трансформації. Результати розрахунку режиму наведені у дод. Л.

Таблиця 3.14 — Коефіцієнти трансформації трансформаторів підстанції «Добромиль-14»

Таблиця 3.15 — Напруги у вузлах відрегульованого аварійного режиму № 3

3.6.4 Аварійний режим № 4

Вимкнено лінію між вузлами 2−3 (ПС «Добромиль-14» — «Нижанковичі-15»)

Результати розрахунку цього режиму наведено у дод. М. Провівши аналіз результатів розрахунку режиму, бачимо, що цей режим майже не відрізняється від попереднього. Розраховані напруги у вузлах наведені в табл. 3.16.

Таблиця 3.16 — Напруги у вузлах аварійного режиму № 4

Проаналізувавши аварійний режим № 4, бачимо, що напруги на шинах НН знаходяться на незадовільному рівні (табл. 3.16). Бажані напруги на шинах 10 кВ підстанцій забезпечуємо за допомогою РПН трансформаторів. Їх розрахунок здійснюємо аналогічно як у розділі 3.3. Розраховані значення коефіціентів трансформації наведені в табл. 3.17. Отримані значення напруг наведені в табл. 3.18, підтверджують правильність вибору коефіціентів трансформації. Результати розрахунку режиму наведені у дод. Н.

Таблиця 3.17 — Коефіцієнти трансформації трансформаторів підстанції «Добромиль-14»

Таблиця 3.18 — Напруги у вузлах відрегульованого аварійного режиму № 4

3.6.5 Аварійний режим № 5

Вимкнено лінію між вузлами 3−200 (ПС «Нижанковичі-15» — ПС «Чижки-68»)

Результати розрахунку цього режиму наведено у дод. О. Цей режим є важким для системи. Дуже схожий на аварійний режим коли відмикається Лінія-1. Розраховані напруги у вузлах наведені в табл. 3.19.

Таблиця 3.19 — Напруги у вузлах аварійного режиму № 5

Проаналізувавши аварійний режим № 5, бачимо, що напруги на шинах НН знаходяться на незадовільному рівні (табл. 3.19). Бажані напруги на шинах 10 кВ підстанцій забезпечуємо за допомогою РПН трансформаторів. Їх розрахунок здійснюємо аналогічно як у розділі 3.3. Розраховані значення коефіціентів трансформації наведені в табл.3.20. Отримані значення напруг наведені в табл. 3.21, підтверджують правильність вибору коефіціентів трансформації. Результати розрахунку режиму наведені у дод. П.

Таблиця 3.20 — Коефіцієнти трансформації трансформаторів підстанції «Добромиль-14»

Таблиця 3.21 — Напруги у вузлах відрегульованого аварійного режиму № 5

4. ПРОЕКТ РЕКОНСТРУКЦІЇ ПІДСТАНЦІЇ «ДОБРОМИЛЬ-14»

4.1 Розрахунок струмів короткого замикання (КЗ)

Для вибору апаратів (комутаційних, захисних, вимірювальних тощо) визначаємо струми короткого замикання на шинах високої та низької напруги підстанції. Розрахунок струмів КЗ здійснюємо за допомогою графічно-розрахункового комплексу «DAKAR». Розрахунок виконуємо для режиму максимального навантаження мережі. На рис. 4.1 наведена розрахункова схема мережі для розрахунків струмів КЗ.

Рис. 4.1 — Розрахункова схема електричної мережі

4.1.1 Електричні схеми заміщення

Для розрахунку струмів короткого замикання складаємо схеми заміщення прямої, зворотної та нульової послідовностей, які зображені на рис. 4.2, 4.3 та 4.4 відповідно.

Рис. 4.2 — Схема заміщення прямої послідовності

Рис. 4.3 — Схема заміщення зворотньої послідовності

Рис. 4.4 — Схема заміщення нульової послідовності

4.1.2 Розрахунок періодичної складової струму короткого замикання

Розраховуємо значення струмів трита однофазного короткого замикання на шинах підстанції «Добромиль-14» (точки 2 та 21 на рис. 4.1.-4.4.). Розрахунок періодичної складової струму короткого замикання, сумарних опорів, струмів та напруг прямої, зворотної та нульової послідовностей виконується програмним комплексом ДАКАР. Результати розрахунку показані в додатку Р.

Результати розрахунку струмів короткого замикання наведені в табл. 4.1.

Таблиця 4.1 — Значення струмів короткого замикання

Значення періодичної складової в початковий момент часу приймаємо по найбільшому значенню струму короткого замикання.

Сторона ВН: Iпо = 3,054 кА, НН: Iпо = 2,264 кА.

4.1.3 Розрахунок ударного струму короткого замикання

Розраховуємо значення сталої часу затухання аперіодичної складової струму короткого замикання для згадуваних вище двох точок КЗ на шинах підстанції «Добромиль-14».

— Для КЗ на шинах ВН (точка 2 на рис. 4.1.-4.4.):

де Х — еквівалентний реактивний опір схеми заміщення прямої послідовності (Додаток Р), Ом; R — еквівалентний активний опір схеми заміщення прямої послідовності (Додаток Р), Ом; = 2f = 23,1450 = 314 — кутова частота обертання електромагнітного поля, рад/с; f = 50 — промислова частота електричної мережі, Гц.

— Для КЗ на шинах НН (точка 21 на рис. 4.1.-4.4.) аналогічно:

Значення ударного струму короткого замикання визначається за формулою:

де — діюче значення періодичної складової струму трифазного короткого замикання в початковий момент часу (додаток Р), кА.

Відповідно до формули (4.1) для двох точок КЗ розраховуємо значення ударного струму:

— Для КЗ на шинах ВН:

4.1.4 Розрахунок періодичної та аперіодичної складових струму короткого замикання в момент часу

Періодичну складову струму КЗ вважаємо умовно незмінною в часі, оскільки біля точок КЗ немає близьких генераторів, тобто таких, що можуть суттєво вплинути на процеси під час протікання струмів короткого замикання.

Для визначення аперіодичної складової струмів КЗ спершу визначаємо час, для якого буде проведений розрахунок. Для цього, відштовхуючись від сучасних тенденцій при проектуванні силових підстанцій, пропозиції на ринку силового електрообладнання та аналізу переваг та недоліків різних типів комутаційних апаратів, приймаємо рішення про встановлення на шинах ВН і НН вакуумних вимикачів. Типовий власний час відключення струмів короткого замикання для вакуумних вимикачів на 35кВ і 10 кВ — 0,05 с.

Значення аперіодичної складової струму короткого замикання визначається за формулою:

де I_П0 — діюче значення періодичної складової струму короткого замикання в початковий момент, кА; ф = t_{вим.вим} + t_з — розрахунковий час, для якого визначається струму короткого замикання, с; t_{вим.вим} — власний час відключення струмів короткого замикання вимикачів, с; t_з = 0,01 — мінімальний час дії релейного захисту, с.

Визначаємо значення розрахункового часу t для шин електричної підстанції:

— Для шин ВН:

— Для шин НН:

Визначаємо значення аперіодичної складової струму короткого замикання для шин електричної підстанції:

— Для шин ВН:

— Для шин НН:

4.1.5 Розрахунок номінальних та максимальних струмів на шинах підстанції

Розрахунок проводимо за формулами:

-сторона ВН 35 кВ:

;

де — номінальна потужність трансформатора ;

— номінальна напруга трансформатора, становить 37,8кВ.

-сторона НН 10 кВ:

; (4.2)

де — найбільше навантаження на стороні НН;

— номінальна напруга на стороні НН (10кВ) НН: ;

.

4.1.6 Розрахунок теплового імпульсу

Розрахунок теплового імпульсу проводимо за формулою:

(4.4)

де .- час вимкнення, складається з часу дії основного релейного захисту та часу вимкнення вимикача .

(4.5)

де = 0.1c — час дії релейного захисту;

— повний час вимкнення вимикача.

Повний час вимкнення для вакуумних вимикачів (ВН) — 0.075с, а для вакуумних (НН) — 0.055.

-сторона ВН 35 кВ:

;

-сторона НН 10 кВ:

.

Оскільки поблизу місця КЗ не розміщені генератори, то значення періодичної складової струму для будь-якого моменту часу можна вважати рівним значенню періодичної складової струму в початковий момент часу .

Отримані результати розрахунку зведено в табл. 4.2.

Таблиця 4.2 — Значення аварійних та робочих струмів ПС"Добромиль-14″

4.2 Вибір вимикачів та роз'єднувачів

Вибір вимикачів проводять за такими основними параметрами:

напруга установки U_уст=U_{ном.вим.} ;

довготривалий струм І_max І_{ном.вим} ;

перевірка на номінальний струм відключення І_п І_{відкл.ном} ;

перевірка на можливість відключення аперіодичної складової,

де В_ном — нормоване значення, яке для t_відк=0,03 с становить 0,53;

перевірка по початковому струму періодичної складової струму КЗ І_п0 І_{гр.наск} ;

перевірка на електродинамічну стійкість І_{гр.наск} І_уд ;

перевірка на термічну стійкість.

Вибір роз'єднувачів виконано за такими ж умовами, крім перевірки по вимикаючій здатності.

4.2.1 Вибір вимикачів і роз'єднувачів на стороні ВН

На стороні ВН вибираємо вакуумні вимикачі типу SIEMENS 3AF 01 і роз'єднувачі типу РНД-35/1000 У1.

Таблиця 4.3 — Вибір вимикачів та роз'єднувачів на стороні ВН

4.2.2 Вибір вимикачів на стороні НН

На стороні НН вибираємо комплектні розподільчі пристрої КУ-10Ц з вакуумними вимикачами типу ВР1−10−20/1000У2.

Таблиця 4.4 — Вибір вимикачів на стороні НН

4.3 Вибір вимірювальної апаратури

Згідно [3], на підстанції слід встановлювати наступні вимірювальні прилади. На двообмотковому трансформаторі встановлюємо на стороні ВН — амперметр, на стороні НН — амперметр, ватметр, лічильники активної та реактивної енергії. На стороні 10 кВ на кожній секції шин встановлюємо вольтметр для вимірювання міжфазної напруги і вольтметр з перемикачем для вимірювання трьох фазних напруг.

На лініях 35 кВ — амперметр, варметр та фіксуючий прилад для визначення місця КЗ На лініях 10 кВ до споживачів встановлюємо амперметр, лічильник активної та реактивної енергії. На секційних вимикачах встановлюємо амперметр.

На стороні 10 кВ встановлюємо на кожній секції шин вольтметр для вимірювання міжфазної напруги і вольтметр з перемикачем для вимірювання трьох фазних напруг.

На трансформаторі власних потреб з боку НН встановлюємо амперметр та лічильник активної енергії.

На стороні 35 кВ встановлюємо вольтметр з перемикачем для вимірювання трьох фазних напруг реєструючий, фіксуючий прилад, осцилограф і амперметр в колах вимикачів трансформаторів.

Таблиця 4.5 — Вимірювальні прилади

Рис. 4.5 — Схема розміщення контрольно-вимірювальних пристроїв на підстанції

4.3.1 Вибір трансформаторів напруги

Трансформатор напруги призначений для пониження рівня напруги до стандартної величини 100 В, або 100 В, та відокремлення вимірювальних кіл та релейного захисту від кіл високої напруги.

Трансформатори напруги вибирають за такими умовами:

— за напругою установки U_уст.? U_ном.;

— по конструкції і схемі з'єднання обмоток.

Перевірку виконують:

— по вторинному навантаженню S_2нав.? S_ном,

де S_2нав — навантаження всіх вимірювальних приладів;

S_ном. — номінальна потужність у вибраному класі точності.

Вибір трансформаторів напруги на стороні ВН.

На стороні ВН вторинне навантаження трансформаторів напруги наведено в табл. 4.6.

Таблиця 4.6 — Вторинне навантаження трансформатора напруги

Загальна потужність навантаження:

З каталога вибираємо трансформатор напруги типу ЗНОМП-35 У1, його параметри наведені в табл. 4.7.

Таблиця 4.7 — Параметри трансформатора напруги

Перевірка вибраного трансформатора напруги:

S_ном(3ф) =3· 100=300 ВА > S₂= 20 ВА

Вибір трансформаторів напруги на стороні НН.

На стороні НН вторинне навантаження трансформаторів напруги наведено в табл. 4.8.

Таблиця 4.8 — Вторинне навантаження трансформатора напруги

Сумарне вторинне навантаження S_S2= ВА.

З каталога вибираємо трансформатор напруги типу 3НМИ-10 ІУ2, його параметри вказані в табл. 4.9.

Таблиця 4.9 — Параметри трансформатора напруги

Перевірка вибраного трансформатора напруги:

S_ном=3 100 = 300 ВА S_S2 = 165,34 ВА.

4.3.2 Вибір трансформаторів струму

Умови вибору:

по напрузі U_ном U_уст;

по струму І_1ном І_мах;

по конструкції і класу точності;

по електродинамічній стійкості.

де k_дин — кратність електродинамічної стійкості за каталогом;

І_1ном — номінальний первинний струм трансформатора струму;

І_дин — струм електродинамічної стійкості;

по термічній стійкості,

де k_T — кратність термічної стійкості за каталогом;

перевірка по допустимому навантаженню вториної обмотки, де Z₂ — вторинне навантаження трансформатора струму;

Z_2ном — номінальне допустиме навантаження трансформатора струму у вибраному класі точності.

Вибір трансформаторів струму на стороні ВН.

Вторинне навантаження трансформаторів струму на стороні ВН наведено в табл. 4.10.

Таблиця 4.10 — Вторинне навантаження трансформатора струму

Вибираю з каталога трансформатор ТФЗМ-35А-У1, розрахункові та каталожні дані наведено в табл. 4.11.

Таблиця 4.11 — Вибір трансформатора струму ВН

Визначаємо опір приладів за формулою:

де S_пр. — потужність, що споживається приладами найбільш завантаженої фази;

І_2ном — номінальний струм вторинної обмотки трансформатора.

Допустимий опір проводів:

де опір контактів приймаємо r_к = 0.1, для кількох приладів згідно [5],

Z_2ном — номінальне допустиме навантаження трансформатора струму в вибраному класі точності.

Переріз з'єднувальних проводів визначається за формулою:

де с = 0,0283 — питомий опір матеріалу проводу;

l_роз. = 30 м — відстань від трансформаторів струму ВРП-35кВ до ЗПК;

Ом;

r_пров. = 1.2 — 0.06 — 0.1=1,14 Ом;

q = 0,0283•30 / 1,14 = 0,745 мм²;

Вибираємо контрольний кабель АКВРГ з січенням жили 4 мм².

Опір з'єднувальних проводів: Ом.

Опір навантаження: Z_нав.= r_пров+ r_пр. + r_к = 0,213 + 0,06 + 0,1= 0,373 Ом.

Перевірка вибраного трансформатора струму:

Z_2ном.=1,2 Ом > Z_нав.=0,373 Ом.

Трансформатор задовільняє умови перевірки.

В силові трансформатори вмонтовані трансформатори струму типу ТВТ 35-І-300/5 з такими параметрами:

U_ном=35 кВ;

І_ном=300 А;

Вибір трансформаторів струму на стороні НН.

Вторинне навантаження трансформаторів струму на стороні НН наведено в табл. 4.12.

Таблиця 4.12 — Вторинне навантаження трансформатора струму

За каталогом вибираємо трансформатор струму типу ТПОЛ-10. Розрахункові і каталожні дані наведено в табл. 4.13.

Таблиця 4.13 — Вибір трансформатора струму НН

Розраховуємо переріз контрольного кабеля для з'єднання трансформаторів струму з вимірювальними приладами. Визначаємо опір приладів за формулою:

де S_пр. — потужність, що споживається приладами найбільш завантаженої фази;

І_2ном — номінальний струм вторинної обмотки трансформатора.

Допустимий опір проводів:

де опір контактів приймаємо r_к = 0.1, для кількох приладів згідно [5],

Z_2ном — номінальне допустиме навантаження трансформатора струму в вибраному класі точності.

Переріз з'єднувальних проводів визначається за формулою:

де с = 0,0283 — питомий опір матеріалу проводу;

l_роз. = 40 м — відстань від трансформаторів струму ЗРП-10кВ до ЗПК;

Ом;

r_пров. = 0,6 — 0,24 — 0,1=0,26 Ом;

q = 0.0283•40 / 0,26 = 4,354 мм²;

Вибираємо контрольний кабель АКВРГ з січенням жили 6 мм².

Опір з'єднувальних проводів: Ом.

Опір навантаження Z_нав.= r_пров+ r_пр. + r_к = 0,189+ 0,24 + 0,1 = 0,529 Ом.

Перевірка вибраного трансформатора струму:

Z_2ном.=0,6 Ом > Z_нав.=0,529 Ом.

Трансформатор задовільняє умови перевірки.

В силові трансформатори вмонтовані трансформатори струму типу ТВТ 10-І-5000/5 з такими параметрами:

;

U_ном=10 кВ;

І_ном=1000 А;

4.4 Вибір обмежувачів перенапруг

Ізоляція силових і вимірювальних трансформаторів, а також інших електричних апаратів електричної підстанції не може протидіяти комутаційним і особливо грозовим перенапругам.

Останнім часом на заміну традиційних вентильних розрядників змінного струму прийшли нові електричні апарати високої напруги — обмежувачі перенапруг нелінійні (ОПН), які в порівнянні з розрядниками більш глибоко обмежують комутаційні та грозові перенапруги. Заміна вентильних розрядників на ОПН співпала з вичерпуванням ресурсів ізоляції електрообладнання. При цьому ефективне обмеження перенапруг за допомогою порівняно дешевих ОПН дає значний економічний ефект у зберігання ресурсів електроообладнання, що є особливо актуальним для України. Згідно Норм вибираємо ОПН.

4.4.1 Вибір ОПН на стороні ВН

Згідно методики (книжка по вибору) для 35кВ:

— ;

— ;

— - коефіцієнт замикання на землю;

— максимальна тривалість тимчасового підвищення напруги = 10сек. ;

— необхідний номінальний струм ОПН ;

— необхідний клас розряду лінії = 1 ;

— клас ізоляції = 1 ;

— максимальний струм к.з. = 20кА.

Визначення мінімальної довготривало-допустимої і номінальної напруги:

;

;

;

з мал.19 (книжка) Визначення фактичної довготривалої і номінальної напруги:

округлимо до кратного трьом = 33кВ ;

;

;

Коефіцієнт для розрахункового класу лінії = 1:

;

З цього випливає наступна характеристика захисту:

— рівень захисту від грозових перенапруг () = 95кВ ;

— рівень захисту від комутаційних перенапруг () = 74кВ ;

— рівень захисту від крутого імпульсу () = 101кВ .

Перевірка значень захисту:

>1 — достатньо .

Довжина шляху стікання: .

Приймаємо ОПН: SIEMENS 3EP2−036−1PL1.

Такий же ОПН приймаємо для нейтралі трансформатора.

4.4.2 Вибір ОПН на стороні НН

Згідно методики (книжка по вибору) для 10кВ:

— ;

— ;

— - коефіцієнт замикання на землю;

— максимальна тривалість тимчасового підвищення напруги = 10сек. ;

— необхідний номінальний струм ОПН ;

— необхідний клас розряду лінії = 1 ;

— клас ізоляції = 1 ;

— максимальний струм к.з. = 20кА.

Визначення мінімальної довготривало-допустимої і номінальної напруги:

;

;

;

з мал.19 (книжка) Визначення фактичної довготривалої і номінальної напруги:

округлимо до кратного трьом = 12кВ ;

;

;

Коефіцієнт для розрахункового класу лінії = 1:

;

З цього випливає наступна характеристика захисту:

— рівень захисту від грозових перенапруг () = 32кВ ;

— рівень захисту від комутаційних перенапруг () = 25кВ ;

— рівень захисту від крутого імпульсу () = 34кВ .

Перевірка значень захисту:

>1 — достатньо .

Довжина шляху стікання: .

Приймаємо ОПН: SIEMENS 3EP2−012−1PL1.

4.5 Вибір шин та ошиновки підстанції

Збірні шини і ошиновку в ЗРП 6−10 кВ виконують жорсткими алюмінієвими шинами різних форм (прямокутного перерізу, пакети з двох та трьох шин, трубчаті квадрати та круглі, пакети з двох швелерів на фазу). Вибір шин визначається напругою, робочим струмом та іншими умовами. При робочих струмах до 2000 А в основному використовують шини прямокутного перерізу, при більших струмах — пакети з двох і трьох смуг на фазу, далі по мірі наростання струму — використовують шини коробчатого профілю. В РП напругою 35 кВ і вище використовуються гнучкі шини та ошиновку, які виконуються проводами АС. Вихідними даними для вибору гнучких та жорстких шин та струмопроводів підстанції є номінальна напруга РП, розрахункові струми тривалого робочого режиму, значення струмів коротких замикань.

4.5.1 Вибір гнучких шин на стороні ВН

Вибір шин виконуємо по допустимому струмові навантаження, за умови, що максимальне значення струму шини не буде перевищувати відповідне допустиме значення. Максимальне значення струму шини рівне більшому з значень максимально допустимого струму ліній, що приєднані до шин ВН підстанції та максимального струму підстанції (табл. 4.2.), що рівні 390 А та 188А відповідно.

Оскільки значення максимального струму лінії є більшим за значення максимального струму підстанції, то гнучкі шини виконуємо таким самим проводом, що і повітряні лінії (ПЛ), приєднані до шин високої напруги ПС «Добромиль-14», а саме АС-70/11.

Вибраний провід відповідає встановленим нормам з умов механічної міцності тому перевірку на механічну міцність не виконуємо.

Виписуємо деякі дані сталеалюмінієвого проводу АС-70/11 [4]:

— допустиме значення струму Ї І_доп = 265 А;

— діаметр алюмінієвої жили Ї D_пр = 11,4 мм.

Оскільки струм однофазного короткого замикання на шинах високої сторони складає 3,054 кА, що є менше 20 кА, то перевірку шин за умовами динамічної дії струмів КЗ виконувати непотрібно, згідно.

Гнучкі шини, виконані голими проводами на відкритому повітрі, на термічну дію струмів КЗ не перевіряється згідно.

Здійснюється перевірка на коронування згідно наведеної методки в.

Початкове значення критичної напруженості електричного поля визначається за формулою

де m=0.82 — коефіцієнт, який враховує нерівність поверхні проводу;

— радіус проводу.

Ео=30.3· 0.82·(1+0.299/) = 34.686 кВ/см.

Напруженість електричного проводу навколо проводу:

,

де кВ;

середньо геометрична відстань між фазами

де D — відстань між сусідніми фазами, см.

см.

Е= кВ/см.