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
Уч-ток
Рmax кВт
Рmin кВт
ΔРmin кВт
Р расч. кВт
cosφ
Sрасч. кВА
Прим.
0-1
1-2
2-3
3-4
4-5
5-6
6-ст
728,64
750,72
1320,72
1357,22
1385,62
1992,62
2605,62
-
49,5
43,2
765,44
570
36,5
28,4
610
32,4
1995,62
2638,02
0,92
0,83
792
1435,57
1635,2
1669,42
2404,36
3139,3
3178,34
быт.
смеш.
--""—
--""--
Таблица 5. - Нагрузки на Ф-305.
S расч кВА
6-7
0-8
8-9
9-10
7-10
10-ст.
615,02
716,02
967,02
1090,02
1341,02
1592,02
86,63
686,32
753,32
2057,02
3150,02
129,6
316,8
159,78
310,42
323,84
584,32
677,28
1278,32
688,16
98
251
123
465
67,0
525
1093
3720,02
0.83
668,5
778,5
1165,08
1313,28
1615,69
1918,1
2478,34
104,37
907,6
1540,14
3795,2
4481,95
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.
Рmin .кВт
S расч. кВА
7-8
10-11
11-12
12-cт.
242,88
332,88
430,88
482,88
557,38
616,88
722,88
877,88
983,88
1122,88
1296,88
1329,38
120,6
131,47
68,04
101,25
75,9
135
202,4
137,6
182,6
189
70,84
90
52,0
74,5
59,5
106
155
139
147
1269,88
1381,38
264
401,06
519,13
581,78
671,54
743,23
870,94
1057,69
1185,4
1352,87
1529,97
1601,66
1664,31
---""—
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.
S p кВА
Sэкв. КВА
l, км.
F осн., мм2
β 10-2%
Потери на участ.
Потери на 1 уч. от РТП.
12-ст.
671,51
264,0
1165,01
1121,16
1070,98
947,0
829,78
740,38
609,66
520,26
470,06
407,25
363,39
280,74
184,8
0,64
0,74
1,45
1,49
1,67
0,86
1,34
0,77
2,23
0,16
0,18
1,26
0,4
АС-70
АС-50
0,06
0,074
0,45
0,5
0,93
0,85
0,38
0,49
0,24
0,63
0,05
0,07
0,26
0,055
0,95
1,88
2,73
3,56
3,94
4,43
4,67
5,3
5,35
5,43
5,69
5,75
Таблица 8. - Ф-305.
Sр кВА
Sэкв. кВА
l, км
Fосн. мм2
β 10-2
Потери на участке
Потери на і уч-ке от РТП
10-7
4481,36
778,28
3137,36
1078,1
635,32
73,06
2656,64
1734,84
1342,67
1130,98
919,3
815,56
544,8
467,95
1,22
0,67
1,68
0,25
0,46
0,58
0,15
0,56
0,54
АС 120
185
240
АС 70
0,089
3,4
0,61
1,5
0,2
0,37
0,36
0,09
0,43
4,01
5,51
3,6
3,97
4,33
4,82
4,91
5,36
5,79
6,15
ΔU% - в кабелях определялась по таб. П-4-12 [3]
Таблица 9. - Ф-304.
6-ст.
2224,84
2197,51
1683,05
1168,6
1144,64
1004,9
554,4
0,35
0,1
0,89
0,47
АС-120
2,65
0,32
0,79
0,66
3,05
3,37
3,46
4,25
5,34
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.
I(2)к
Точка КЗ
Zрез, Ом
I"(3), А
iy(3),А
1296
5498
3889
4471
3345
874
820
К1
К2
К3
К4
0,87
1,23
1,07
1,43
5,47
5,83
14900
max 6320
min 4470
max 5139
min 3845
max 1005
min 943
37929
16088
11379
13082
9788
2588
2400
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.
Z*рез Ом
I"(3) А
i(3)y, А
4310
2355
3393
2703
4196
3189
2702
2246
Ф-304
Ф-305
1,11
1,47
1,41
1,77
1,14
2,13
4954
3741
3900
3107
4823
3666
3106
2582
9928
7909
6619
5273
8185
6221
5271
4382
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9