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 j =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 9,9 °С , 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 МВ × А кожен, які живлять шини 35 кВ від шин 110кВ. На ПС«Чижки-68»встановлено трансформатор потужністю 10 МВ × А . 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 [1] 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 ); ρ = 28,9 Ом·мм2 /км - питомий опір; tcp - середньорічна температура(°С ); α = 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 Лінії Марка l, r, x, № Початок Кінець проводу км Ом Ом 1 2 3 4 5 6 7 L1 Ст. Самбір-Т Хирів-13 АС-70/11 18.92 8.098 8.173 L2 Хирів-13 Добромиль-14 АС-70/11 6.68 2.86 2.886 L3 Добромиль-14 Нижанковичі-15 АС-70/11 15.74 6.737 6.8 L4 Нижанковичі-15 Чижки-68 АС-95/16 13.58 4.156 5.717 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 Номер Підстанція Максимальний режим Мінімальний режим вузла Рнав , МВт Qнав , Мвар Рнав , МВт Qнав , Мвар 1 Хирів-13 3.152 1.72 1.891 1.032 2 Добромиль-14 4.25 2.12 2.55 1.272 3 Нижанковичі-15 1.457 1.056 0.874 0.634 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 МВ × А . Від шин 10 кВ живляться споживачі потужністю 3.366+ j 1.84МВ × А Прогнозується збільшення навантаження підстанції до 4.25 МВт . На шинах 10 кВ навантаження зросте до потужності 4.25+ j 2.12 МВ × А .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: S ном = 4 МВ × А ; U ВН =35 кВ ; U НН =10.5 кВ ; DР K = 33.5 кВт ; DРХ =5.3 кВт ; ІХ =0,9% ; uK =7,5% . 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-, дво- чи 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 близькою1,0 8 U ном . Результати розрахунку режиму наведені у дод. Б. Напруга у балансуючих вузлах дорівнює 37.8 кВ . Таблиця1 - Напруги у вузлах режиму максимальних навантажень Номер вузла Назва підстанції Напруга на шинах НН 1 с.ш. 2 с.ш. 1 Хирів-13 10,496 10,69 2 Добромиль-14 10,539 10,539 3 Нижанковичі-15 10,797 10,797 3.3 Розрахунок відрегульованого режиму максимальних навантажень Напруги на шинах НН ПС в максимальному режимі повинні знаходитись в межах 1,08·Uном . 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» Сторона KT ном KT РПН підстанції Межі Номер анцапфи НН 0,3 000 0, 3140 ±6 ´1,5 % 7 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 Номер вузла Назва підстанції Напруга на шинах НН 1 с.ш. 2 с.ш. 1 Хирів-13 10,937 10,988 2 Добромиль-14 10,984 10,984 3 Нижанковичі-15 10,946 10,946 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 1,0 3 U 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 Номер вузла Назва підстанції Напруга на шинах НН 1 с.ш. 2 с.ш. 1 Хирів-13 10,844 10,957 2 Добромиль-14 10,857 10,857 3 Нижанковичі-15 11,02 11,02 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» Сторона KT ном KT РПН підстанції Межі Номер анцапфи НН 0, 300 0, 3005 ±6 ´1,5 % 4 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 вузлахвідрегульованого режиму мінімальних навантажень Номер вузла Назва підстанції Напруга на шинах НН 1 с.ш. 2 с.ш. 1 Хирів-13 11,004 10,965 2 Добромиль-14 10,863 10,863 3 Нижанковичі-15 10,877 10,877 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 усіаварійні 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 Номер вузла Назва підстанції Напруга на шинах НН 1 с.ш. 2 с.ш. 1 Хирів-13 10.924 10.975 2 Добромиль-14 10.956 - 3 Нижанковичі-15 10.939 10.939 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 РПНтрансформаторів. 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» Сторона KT ном KT РПН підстанції Межі Номер анцапфи НН 0,3 000 0,3 237 ±6 ´1,5 % 9 Таблиця 3.9 - Напруги у вузлах відрегульованого аварійного режиму №1 Номер вузла Назва підстанції Напруга на шинах НН 1 с.ш. 2 с.ш. 1 Хирів-13 10,924 10,975 2 Добромиль-14 10,956 - 3 Нижанковичі-15 10,939 10,939 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 Номер вузла Назва підстанції Напруга на шинах НН 1 с.ш. 2 с.ш. 1 Хирів-13 10.929 10.997 2 Добромиль-14 11.027 11.027 3 Нижанковичі-15 10.943 10.943 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» Сторона KT ном KT РПН підстанції Межі Номер анцапфи НН 0,3 000 0, 3395 ±6 ´1,5 % 12 Таблиця 3.12 - Напруги у вузлах відрегульованого аварійного режиму №2 Номер вузла Назва підстанції Напруга на шинах НН 1 с.ш. 2 с.ш. 1 Хирів-13 11,051 11,066 2 Добромиль-14 11,053 11,053 3 Нижанковичі-15 11,074 11,074 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 Номер вузла Назва підстанції Напруга на шинах НН 1 с.ш. 2 с.ш. 1 Хирів-13 11.051 11.066 2 Добромиль-14 11.053 11.053 3 Нижанковичі-15 11.074 11.074 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. Таблиця3.14 - Коефіцієнти трансформації трансформаторів підстанції «Добромиль-14» Сторона KT ном KT РПН підстанції Межі Номер анцапфи НН 0,3 000 0,3 188 ±6 ´1,5 % 8 Таблиця 3.15 - Напруги у вузлах відрегульованого аварійного режиму №3 Номер вузла Назва підстанції Напруга на шинах НН 1 с.ш. 2 с.ш. 1 Хирів-13 11.051 11.066 2 Добромиль-14 11,053 11,053 3 Нижанковичі-15 11.074 11.074 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 Номер вузла Назва підстанції Напруга на шинах НН 1 с.ш. 2 с.ш. 1 Хирів-13 10.878 10.936 2 Добромиль-14 10.967 10.967 3 Нижанковичі-15 11.017 11.017 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. Таблиця3.17 - Коефіцієнти трансформації трансформаторів підстанції «Добромиль-14» Сторона KT ном KT РПН підстанції Межі Номер анцапфи НН 0,3 000 0,3 288 ±6 ´1,5 % 10 Таблиця 3.18 - Напруги у вузлах відрегульованого аварійного режиму №4 Номер вузла Назва підстанції Напруга на шинах НН 1 с.ш. 2 с.ш. 1 Хирів-13 10.878 10.936 2 Добромиль-14 10,967 10,967 3 Нижанковичі-15 11.017 11.017 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 Номер вузла Назва підстанції Напруга на шинах НН 1 с.ш. 2 с.ш. 1 Хирів-13 9.93 10.134 2 Добромиль-14 9.785 9.785 3 Нижанковичі-15 9.645 9.645 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» Сторона KT ном KT РПН підстанції Межі Номер анцапфи НН 0,3 000 0,3 395 ±6 ´1,5 % 12 Таблиця 3.21 - Напруги у вузлах відрегульованого аварійного режиму №5 Номер вузла Назва підстанції Напруга на шинах НН 1 с.ш. 2 с.ш. 1 Хирів-13 10.987 10.987 2 Добромиль-14 10.99 10.99 3 Нижанковичі-15 10,976 10,976 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 три- та 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 Вузол Вид короткого замикання Трифазне Однофазне 2 2,746 кА 3,054 кА 21 2,264 кА 1,643кА 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 РозраховуємозначеннясталоїчасузатуханняаперіодичноїскладовоїструмукороткогозамиканнядлязгадуванихвищедвохточокКЗнашинахпідстанції«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; w = 2×p×f = 2×3,14×50 = 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: (кА), (4.1) 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 немаєблизьких 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 вакуумнихвимикачів. 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: (кА), де IП0 - діюче значення періодичної складової струму короткого замикання в початковий момент, кА; τ = tвим.в им + tз - розрахунковий час, для якого визначається струму короткого замикання, с; tвим.в им - власний час відключення струмів короткого замикання вимикачів, с; tз = 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. -сторон а 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” (кА) (кА) (кА) (кА) і У (кА) Вк (кА2 ∙с) (кА) Шини ВН 3.054 0,061 0,092 4.319 4.538 1.664 3.054 Шини НН 2,264 0,137 0,274 3.21 4.379 0.846 2,264 4 . 2 Вибір вимикачів та роз’єднувачів Вибір вимикачів проводять за такими основними параметрами: · напруга установкиU уст = U ном.вим. ; · довготривалий струмІ max £ Іном.вим ; · перевірка на номінальний струм відключення Іп t £ Івідкл.ном ; · перевірка на можливість відключення аперіодичної складової, де Вном – нормоване значення, яке для t відк =0,03 с становить 0,53 ; · перевірка по початковому струму періодичної складової струму КЗ Іп0 £ Ігр.наск ; · перевірка на електродинамічну стійкість Ігр.наск £ Іуд ; · перевірка на термічну стійкість. Вибір роз’єднувачів виконано за такими ж умовами, крім перевірки по вимикаючій здатності. 4.2.1 Вибір вимикачів і р оз’єднувач ів на стороні ВН На стороні ВН вибираємо вакуумні вимикачі типу SIEMENS 3AF 01 і роз’єднувачі типуРНД-35 / 100 0 У 1 . Таблиця 4.3 - Вибір вимикачів та роз’єднувачів на стороні ВН Каталожні дані Розрахункові дані Вимикач SIEMENS 3AF 01 Роз’єднувач РНД-35 / 100 0 У1 1 2 3 U уст =38,5 кВ U ном =3 6 кВ U ном =35 кВ І max = 91,65 А Іном = 1 6 00 А Іном = 1000 А Іп t » Іп0 = 3.054 кА Івідкл.ном = 25 кА – іа t = 4.319 кА – іуд = 4.538 кА ігр.наск = 62,5 кА ігр.наск =63 кА ВК = 1. 664 кА2 × с 4.2.2 Вибір вимикачів на стороні НН На стороні НН вибираємо комплектнірозподільчіпристроїКУ-10Ц з вакуумними вимикачами типу ВР1-10-20/1000У2 . Таблиця 4.4 - Вибір вимикачівна стороні НН Вимикач Розрахункові дані Каталожні дані ВР1-10-20/1000У2 1 2 U уст =10 кВ U ном =10 кВ І max = 274 А Іном = 1000 А Іп t » Іп0 =2, 264 кА Івідкл.ном =20 кА іа t = 3, 21 кА іуд = 4.379 кА ігр.наск = 52 кА ВК = 0.846 кА2 × с 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 Прилад Тип Клас точності Амперметр Э351 d=1,5 Вольтметр Э351 d=1,5 Ватметр Д365 d=1,5 Варметр Д365 d=2,5 Реєструючий вольтметр Н393 d=1,5 Реєструючий частотомір Н393 d=2,5 Лічильник активної енергії И682М d=1 Лічильник реактивної енергії И676М d=1,5 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 Uуст. ≤ Uном . ; -по конструкції і схемі з’єднання обмоток. Перевірку виконують: -по вторинному навантаженню S2нав. ≤ Sном , де S2нав - навантаження всіх вимірювальних приладів; Sном. - 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 Прилад Тип S обм , ВА Число обмоток cos j sin j Кількість приладів Загальна потуж-ність Вольтметр Э351 2 1 1 0 1 2 Реєструючий вольтметр Н393 10 1 1 0 1 10 Фіксатор імпульсної дії ФІП 3 1 1 0 1 3 Ватметр Д365 2.5 1 1 0 1 2.5 Варметр Д335 2.5 1 1 0 1 2.5 Всього 20 Загальна потужність навантаження: З каталога [12] вибираємо трансформатор напруги типу ЗНОМП-35 У1 , його параметри наведені в табл. 4.7. Таблиця 4.7 - Параметри трансформатора напруги Тип U1ном. , кВ U2осн. ,В U2дод. ,В S2ном. ,ВА Клас точності ЗНОМ П-35 У1 35/ 100/ 100/3 100 0.5 Перевірка вибраного трансформатора напруги: Sном (3 ф ) =3·100=300В× А> S2 = 20В× А 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       Прилад Тип S обм , Число cos j sin j К-ть Загальна потужність В × А обмо-ток при-ладів Р, Вт Q , Вар Вольтметр Э351 2 1 1 0 1 2 - Вольтметр з перемик. Э351 2 1