|
ВВЕДЕНИЕ
В последнее время в электроэнергетике России существенно обостряется проблема физического и морального старения электрооборудования электростанций, подстанций, электрических сетей, протяженность распределительных электрических сетей, выработавших свои ресурс, составляет 75% от общей протяженности. По прогнозной оценке через 6-10 лет техническое состояние электрооборудования станций и подстанций может стать тормозом развития электроэнергетики. При этом темпы воспроизводства основных фондов в электроэнергетике резко снизились.
Комплекс взаимосвязанного оборудования и сооружений, пред¬назначенный для производства или преобразования, передачи, распределения или потребления электрической энергии, называет¬ся электроустановкой. В соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) различают электроустановки напряжени¬ем до 1 кВ и выше 1 кВ. Электроустановка, на которой вырабатывается электрическая, а нередко и тепловая энергия, называется электростанцией.
Совокупность генераторов, установленных на электростанци¬ях, электрических сетей и питающихся от них приемников электри¬ческой энергии, объединенных общностью производства, переда¬чи, распределения и потребления электрической энергии, называ¬ется электроэнергетической системой.
Электроустановка, предназначенная для приема и распределе¬ния электрической энергии на одном напряжении, называется электрическим распределительным устройством (РУ). Распреде¬лительное устройство используется во всех звеньях системы элект¬роснабжения:
-на электростанциях для распределения электроэнергии, вы¬рабатываемой генераторами;
- в электрических сетях для приема электроэнергии по одним линиям и распределения ее для передачи по другим линиям;
- у потребителей для распределения поступающей электроэнер¬гии между приемниками.
Совокупность подстанций, распределительных устройств и со¬единяющие их линии электропередачи (ЛЭП), предназначенная для передачи и распределения электрической энергии на опреде¬ленной территории, называется электрической сетью.
Электроэнергия, вырабатываемая на электростанции, поступа¬ет на электрические подстанции, на которых происходит преобра¬зование электроэнергии по напряжению, частоте или роду тока. Электрическая подстанция, предназначенная для преобразования электрической энергии одного напряжения в энергию другого на¬пряжения с помощью трансформаторов, называется трансформатор¬ной подстанцией.
1 ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
1.1 Выбор числа трансформаторов
Силовые трансформаторы служат для преобразования электроэнергии энергии одного напряжения в энергию другого напряжения. Они являются основным оборудованием электрических под¬станций. Электроэнергия, вырабатываемая на электростанциях, при передаче к потребителям претерпевает многократную трансформацию в повышающих и понижающих трансформаторах. Пе¬редача электроэнергии на большие расстояния более экономична высоким напряжением. Мощность трансформаторов установлен¬ных в электроэнергетических системах, превышает установленную мощность генераторов в 4-5 раз. Несмотря на относительно высокий кпд трансформаторов стоимость энергии, теряемой ежегодно в них, составляет значительную сумму. Необходимо стремиться к уменьшению числа ступеней трансформации, уменьшению уста¬новленной мощности трансформаторов.
Трансформаторы и автотрансформаторы выпускаются с различны¬ми системами регулирования напряжения: без регулирования напряже¬ния, с регулированием напряжения путем переключения числа витков обмоток без возбуждения (система ПБВ), с регулированием напряжения под нагрузкой (система РПН).
На понижающих подстанциях возможна установка одного, двух и более трансформаторов. Наиболее часто на подстанциях устанавливают два трансформатора (если подстанция питает потребителей 1 и 2 категории надёжности). В случае аварии на одном из трансформаторов второй должен обеспечить полной мощностью названных потребителей. Практически это может быть достигнуто путем загрузки каждого трансформатора на 60…70% максимальной нагрузки подстанции.
При оценке мощности, следует учитывать перегрузочную способность оставшегося в работе трансформатора, в послеаварийном режиме. В противном случае можно без оснований завысить установочную мощность трансформаторов и тем самым увеличить стоимость подстанции. В послеаварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов до 40% на время максимума (не более 6 ч в сутки на протяжении не более 5 суток). В этом случае при правильном выборе мощности трансформаторов обеспечивается надежное электроснабжение потребителей даже при аварийном отключении одного из них.
От данной ПС питаются потребители I, II и III категории. По условиям надежности необходима установка 2 трансформаторов.
1.2 Выбор мощности силовых трансформаторов
Мощность трансформаторов выбирается по условиям при установки 2 трансформаторов.
Sном= , (1.1) где Sном - номинальная мощность трансформатора, МВА;
Smax - максимальная нагрузка потребителей, МВА;
Smax=Sсн+Sнн, (1.2)
где Sсн – полная нагрузка на среднем напряжении, МВА;
Sнн - полная нагрузка на низком напряжении, МВА
Smax=20+28=48 МВА;
Sном= 32 МВА;
Соответственно выбираем 2 трансформатора марки ТДТН-40000/220/35.
[7, стр. 288]
1.2.1. Проверка коэффициентов загрузки трансформаторов.
1. Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы должен удовлетворять условию:
KЗ=0,5 - 0,75
kЗ= , (1.3)
где Sтр – мощность трансформатора, МВА;
KЗ= =0,6,
1.2.2. Коэффициент загрузки трансформаторов в аварийном режиме работы должен удовлетворять условию:
KЗ=(1,4…1,5)
kЗ= = (1.4)
Из проверочного расчета видно, что коэффициент загрузки в нормальном и аварийном режимах соответствует установленным нормам.
2 ВЫБОР ЧИСЛА ПИТАЮЩИХ ВЛ, ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ ПИТАЮЩИХ ВЛ
2.1 Выбор числа питающих ВЛ
Основные требования, предъявляемые к электрическим сетям – это надежность работы и высокое качество поставляемой электрической энергии. Поэтому при выборе числа питающих линий в первую очередь учитываются эти два требования.
Для выполнения надежности электроснабжения потребителей I категории должны быть обеспечены 100% резервом по сети. Для потребителей II категории допустимы перерывы в электроснабжении на время, необходимое для включения резервного питания дежурным персоналом или выездной бригадой.
Требования к надежности питающих и распределительных сетей энергосистем, а так же распределительных промышленных, городских и сельских сетей регламентированы в нормативных документах (ПУЭ).
Общая нагрузка ВЛ:
(2.1)
(2.2)
где Sсум – общая мощность, МВА;
Sтран – мощность транзита через ПС, МВА;
От узловой подстанции получают питание потребители I и II категории, в соответствии с требованиями надежности регламентированных, нормативными документами число питающих линии должно быть не менее 2. В соответствии с требованиями надежности и пропускной способности ВЛ (для линий 220 кВ пропускная способность 135 МВА) выбираем 2 линии.
2.2 Выбор сечений проводов питающих ВЛ
Критерием для выбора сечения проводников воздушных и кабельных линий является минимум приведенных затрат. В практике проектирования линий массового строительства выбор сечения проводников производится не сопоставительным технико-экономическим расчетом в каждом кон¬кретном случае, а по нормируемым обобщенным показателям.
В качестве такого показателя при проектирова¬нии как кабельных линий, так и воздушных линий (ВЛ) 35—500 кВ в течение многих лет использова¬лась экономическая плотность тока. Данный метод имеет существенные недостатки поэтому сечения проводов выбираем по нормиро¬ванным значениям экономических токовых интер¬валов.
Выбранные провода необходимо проверить на соответствие другим условиям (короне на линии, уровню радиопомех, допустимой длительной токовой нагрузке по нагре¬ву, потерям и отклонениям напряжения, термиче¬ской стойкости при токах КЗ).
Расчетными для выбора экономического сече¬ния проводов являются:
для линий основной сети - расчетные длитель¬ные потоки мощности;
для линий распределительной сети - совме¬щенный максимум нагрузки подстанций, присое¬диненных к данной линии, при прохождении мак¬симума энергосистемы.
При определении расчетного тока не следует учитывать увеличения тока при авариях или ремон¬тах в каких-либо элементах сети.
Значение Iр определяется по выражению:
Iр=?i*?т*Imax; (2.3) где ?i- коэффициент, учитывающий изменение тока по годам эксплуатации;
?т - коэффициент, учи¬тывающий число часов использования максималь¬ной нагрузки линии Тм и ее значение в максимуме ЭЭС (определяется коэффициентом Км).Значение Км принимается равным отношению нагрузки ли¬нии в час максимума нагрузки энергосистемы к собственному максимуму нагрузки линии;
Imax – максимальный ток в линии, А;
Определим наибольшие токи, протекающие по линии, для этого определим потоки мощности в линиях.
Imax= (2.4)
где Imax – наибольший ток в линии, А;
Uном – номинальное напряжение, кВ;
n – число цепей;
Imax = ;
Ip=?i•?т•Imax=1,05•1,04•325=355 А;
где ?i=1,05 - для ВЛ 110—220 кВ, что соответствует математическому ожиданию указан¬ного значения в зоне наиболее часто встречающих¬ся темпов роста нагрузки;
?т=1,04 - для числа часов использования максималь¬ной нагрузки линии;
Тм =5000 часов.
По экономическим токовым интервалам выбираем проводник АС-500/64 ( Uном=220 кВ; район по гололеду III; материал опоры – сталь). [2, стр. 241]
2.2.1. Проверка по условиям короны.
Проверка по условиям короны проводится для ВЛ напряжением 35 кВ и выше, прокладывае¬мых по трассам с отметками выше 1000 м над уров¬нем моря. При более низких отметках проверка по условиям короны и уровню радиопомех не произ¬водится, если количество проводников в фазе больше 1 и их диаметр равен или больше 21,6 мм для ВЛ 220 кВ. Данные для ВЛ 220 кВ соответствуют расстоя¬ниям между проводниками в фазе 400-600 мм. Увеличение числа проводников в фазе и расстояния между ними в фазе сверх указанных значений до¬пускается только при наличии технико-экономиче¬ских обоснований.
Значит, выбранный проводник соответствует нормам.
|
На уровень вверх
Купить