|800 |0,95 |262 |
|800 |0,8 |600 |
Регулирование напряжения на подстанции может быть выполнено с
помощью РПН трансформаторов, позволяющих менять коэффициент трансформации
под нагрузкой. На трансформаторах ТРДН-25000/110 пределы регулирования
составляют [pic] в нейтрале обмотки высокого напряжения. При расчёте с
помощью вычислительного комплекса RASTR коэффициенты трансформации
вычисляются как отношение напряжения низшей обмотки к напряжению высшей и
поэтому всегда меньше единицы. Значения коэффициентов трансформации ТРДН-
25000/110 приведены в табл.4.2.
Таблица 4.2
Значения коэффициента трансформации трансформатора ТРДН-25000/110.
|Номер отпайки |Коэффициент |Номер отпайки |Коэффициент |
| |трансформации | |трансформации |
|0 |0,091 |+1 |0,09 |
|-9 |0,109 |+2 |0,088 |
|-8 |0,106 |+3 |0,087 |
|-7 |0,104 |+4 |0,085 |
|-6 |0,102 |+5 |0,084 |
|-5 |0,1 |+6 |0,082 |
|-4 |0,098 |+7 |0,081 |
|-3 |0,097 |+8 |0,08 |
|-2 |0,095 |+9 |0,079 |
|-1 |0,093 | | |
Расчёты параметров установившихся режимов приведены для следующих
ниже вариантах.
Нормальный режим максимальных нагрузок (рис.4.1, приложение I-3)
При проведении анализа выявлено, что во всех узлах нагрузки
напряжение в допустимых пределах. Напряжение на подстанции 10 в
норме - 10,1кВ. Коэффициенты трансформации на трансформаторах ГРЭС и в узле
5 – номинальные, в узлах распределительной сети коэффициенты трансформации
равны:
- Узел 8 – 0,093 (№ отпайки -0);
- Узел 7 – 0,095 (№ отпайки -1);
- Узел 9 – 0,095 (№ отпайки -1);
- Узел 10 – 0,098 (№ отпайки -1).
Аварийный режим максимальных нагрузок – отключение одного из
автотрансформаторов. Для ввода режима в допустимую область потребовалось
установить коэффициент трансформации:
- Узел 8 – 0,1 (№ отпайки -2);
- Узел 7 – 0,1 (№ отпайки -4);
- Узел 9 – 0,1 (№ отпайки -5);
- Узел 10 – 0,106 (№ отпайки -4).
Напряжение на шинах 10кВ потребителя соответствует требованиям ГОСТ
и равно 10,0кВ. Результаты расчёта приведены на Рис.4.2 и приложении I-3.
Аварийный режим максимальных нагрузок – отключение линии 5-1000. Для
ввода режима в допустимую область потребовалось установить коэффициент
трансформации:
- Узел 8 – 0,1 (№ отпайки -5);
- Узел 9 – 0,1 (№ отпайки -4);
и равно 10,0кВ. Результаты расчёта приведены на Рис.4.3 и приложении I-3.
трансформаторов узла 10. Для ввода режима в допустимую область
потребовалось установить коэффициент трансформации:
- Узел 8 – 0,095 (№ отпайки -2);
- Узел 7 – 0,095 (№ отпайки -2);
- Узел 9 – 0,095 (№ отпайки -2);
- Узел 10 – 0,109 (№ отпайки -9).
и равно 9,8кВ. Результаты расчёта приведены на Рис.4.5 и приложении I-3.
Таким образом, анализ установившихся режимов наилучшего варианта
развития сети позволяет сделать вывод о том, что качество электроэнергии в
выбранном варианте соответствует ГОСТ и дополнительных средств
регулирования напряжения не требуется.
4. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ.
Расчёт токов короткого замыкания (ТКЗ) выполняется для обоснования
выбора оборудования подстанций и средств релейной защиты и автоматики.
При расчёте ТКЗ обычно используются следующие допущения:
- Не учитываются токи нагрузок, токи намагничивания трансформаторов,
ёмкостные токи линий электропередач;
- Не учитываются активные сопротивления генераторов;
- Трёхфазная сеть рассматривается, как строго симметричная.
Схема замещения для расчёта ТКЗ составляется по расчётной схеме
электрической сети. Все элементы сети замещаются соответствующим
сопротивлением и указываются ЭДС источников питания. Затем схема сети
сворачивается относительно точки КЗ, источники питания объединяются и
находится эквивалентная ЭДС схемы Еэкв и результирующее сопротивление сети
от источников питания до точки КЗ Zэкв. По найденным результирующим ЭДС и
сопротивлению находится периодическая составляющая суммарного тока
короткого замыкания:
[pic] (5.1)
Ударный ток короткого замыкания определяется как
[pic] (5.2),
где [pic]- ударный коэффициент, который составляет [pic](табл.5.1).
Расчёт ТКЗ выполняется для наиболее экономичного варианта развития
электрической сети (вариантI рис.2.1) с установкой на подстанции 10 двух
трансформаторов ТРДН-25000/110. Схема замещения сети для расчёта ТКЗ
приведена на рис. 5.1. Синхронные генераторы в схеме представлены
сверхпереходными ЭДС и сопротивлением [pic] (для блоков 200МВт равным
0,19о.е. и приведёнными к номинальному генераторному напряжению 15,75кВ).
Параметры трансформаторов в расчётной схеме приведены к номинальному
высшему напряжению, параметры линий электропередач определены по удельным
сопротивлениям соответствующих сетей.
Определение периодической составляющей суммарного тока КЗ
выполняется с использованием комплекса программы «TKZ3000» . Основные
результаты расчёта токов приведены в таблице 5.1 и в приложении I-2.
Таблица 5.1
Токи трёхфазного короткого замыкания.
|Режим |Точка КЗ |Uном, кВ |Jmax, кА |Jуд, кА |
|Параллельная |10 |110 |4.152 |10.082 |
|работа | | | | |
|трансформаторов с|15 |10 |16.349 |39.698 |
|высокой и низкой | | | | |
|стороны. | | | | |
|Раздельная работа|10 |110 |4.152 |10.082 |
|трансформаторов. | | | | |
| |15 |10 |9.957 |24.177 |
|Параллельная |10 |110 |3.377 |8.200 |
|трансформаторов с|15 |10 |15.119 |36.712 |
|стороны, питание | | | | |
|по одной ЛЭП. | | | | |
|Раздельная работа|10 |110 |3.377 |8.200 |
|трансформаторов | | | | |
|по низкой стороне|15 |10 |9.489 |23.041 |
|и параллельная | | | | |
|по высокой | | | | |
|стороне, питание | | | | |
5. ГЛАВНАЯ СХЕМА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ.
1. Основные требования к главным схемам распределительных устройств.
Главная схема (ГС) электрических соединений энергообъекта – это
совокупность основного электротехнического оборудования, коммутационной
аппаратуры и токоведущих частей, отражающая порядок соединения их между
собой.
В общем случае элементы главной схемы электрических соединений можно
разделить на две части:
- Внешние присоединения (далее присоединения);
- Генераторы, блоки генератор-трансформатор, линия электропередач,
шунтирующие реакторы;
- Внутренние элементы, которые в свою очередь можно разделить на:
Схемообразующие - элементы, образующие структуру схемы
(коммутационная аппаратура – выключатели, разъединители, отделители и т.д.,
и токоведущие части – сборные шины, участки токопроводов,
токоограничивающие реакторы);
- Вспомогательные – элементы, предназначенные для обеспечения
нормальной работы ГС (трансформаторы тока, напряжения, разрядники
и т.д.).
Тенденция концентрации мощности на энергетических объектах остро
ставит задачу проблемы надёжности и экономичности электрических систем
(ЭЭС) в целом и в частности, проблему создания надёжных и экономичных
главных схем электрических соединений энергообъектов и их распределительных
устройств (РУ).
Благодаря уникальности объектов и значительной неопределённости
исходных данных процесс выбора главной схемы – всегда результат технико-
экономического сравнения конкурентно способных вариантов, цель которого –
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9
