Федеральное агентство по рыболовству
Федеральное государственное образовательное учреждение
высшего образования
«Калининградский государственный технический университет»
(ФГБОУ ВО «КГТУ»)
Кафедра электрооборудования судов и электроэнергетики
Допущен к защите:
Заведующий кафедрой ЭС и ЭЭ
доктор техн. наук, профессор
_________________В.Ф. Белей
Декан факультета
судостроения и энергетики
доктор техн. наук, доцент
___________ А.И. Притыкин
ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ТЭЦ НА
ДРЕВЕСНЫХ ОТХОДАХ В КАЛИНИНГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ
ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
(Бакалаврская работа)
по направлению 13.03.02 Электроэнергетика и электротехника
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
Руководитель проекта:
канд. техн. наук, доцент
____________________ М.С. Харитонов
Проект выполнил:
студент группы 16-ЭЭ
_____________________ В.И. Шульган
Нормоконтроль:
доцент
____________________ М.Э. Сивухо
Консультанты:
по надежности
канд. техн. наук, доцент
____________________ М.С. Харитонов
Калининград, 2020
Аннотация
Пояснительная записка: 147 листов, 107 рисунков, 85 таблиц, 59 источников и 7
приложений.
ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ, ДРЕВЕСНЫЕ ОТХОДЫ,
ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЬ, ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА, СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ.
Целью данной работы является проектирование электрической части ТЭЦ на
древесных отходах в Калининградской области.
В первом разделе проведена оценка мировой практики сооружения ТЭЦ на
древесных отходах, произведен анализ потенциала ресурса, а также выбрана
технологическая схема получения энергии из древесных отходов.
Во втором разделе выбрано место сооружения станции, рассчитано количество
образуемых древесных отходов в районе станции и выполнен расчет мощности станции.
В третьем разделе выполнен выбор схемы подключения станции к подстанции, а
также проведен анализ текущего состояния подстанции О-19 Полесск.
В четвертом разделе выполнен выбор схемы распределительного устройства 110
кВ для подстанции по показателям надежности и экономичности. Помимо этого,
выбраны схемы распределительных устройств 15 кВ подстанции и 10 кВ станции.
В пятом разделе выполнен расчет токов нормальных и утяжеленных режимов для
подстанции и станции.
В шестом разделе выполнен расчет токов короткого замыкания на шинах
подстанции и станции относительно всех крупных электростанций области.
В седьмом разделе выполнен выбор силового оборудования для подстанции и
станции.
В восьмом разделе спроектирована система молниезащиты для ОРУ 110 кВ
подстанции О-19 Полесск.
Лист
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
2
Содержание
Обозначения и сокращения .......................................................................................... 5
Введение ........................................................................................................................ 6
1 ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ .............................................................. 7
1.1 Анализ мировой практики сооружения ТЭЦ на древесных отходах ................ 7
1.2 Оценка энергетического потенциала древесных отходов ................................ 12
1.3 Выбор технологической схемы электростанции ............................................... 15
1.4 Выбор установки газификации ............................................................................ 21
2 РАСЧЕТ МОЩНОСТИ СТАНЦИИ ...................................................................... 23
2.1 Выбор площадки сооружения электростанции ................................................. 23
2.2 Анализ древесных ресурсов в районе сооружения станции ............................. 25
2.3 Расчет установленной мощности станции ......................................................... 26
3 АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ ПОДСТАНЦИИ О-19 ПОЛЕССК ........ 29
3.1 Выбор структурной схемы ................................................................................... 29
3.2 Анализ текущего состояния подстанции ............................................................ 31
3.3 Выбор трансформаторов связи ............................................................................ 32
4 ВЫБОР СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ .................................. 37
4.1 Выбор схемы распределительного устройства 110 кВ ..................................... 37
4.2 Расчетные условия по перетокам мощности ...................................................... 38
4.3 Методика расчета показателя надежности схем РУ.......................................... 40
4.4 Расчет показателей надежности схемы 110-5Н ................................................. 42
4.5 Расчет показателей надежности схемы 110-5АН .............................................. 44
4.6 Расчет показателей надежности схемы 110-7 .................................................... 45
4.7 Выбор схемы распредустройства 15 кВ ............................................................. 47
4.8 Выбор схемы распредустройства станции ......................................................... 48
4.9 Общая электрическая схема подстанции и станции ......................................... 49
5 РАСЧЕТ ТОКОВ НОРМАЛЬНЫХ И УТЯЖЕЛЕННЫХ РЕЖИМОВ .............. 50
5.1 Расчет токов нормального и утяжеленного режима на напряжение 110 кВ .. 50
5.2 Расчет токов нормального и утяжеленного режима на напряжение 15 кВ .... 53
5.3 Расчет токов нормального и утяжеленного режима на напряжение 10 кВ .... 55
6 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ .................................................. 58
6.1 Расчет схемы замещения относительно ТЭЦ-2 ................................................. 58
6.2 Расчет схемы замещения относительно Прегольской ТЭС .............................. 62
6.3 Расчет схемы замещения относительно Приморской ТЭС .............................. 65
6.4 Расчет схемы замещения относительно Талаховской ТЭС .............................. 68
6.5 Расчет схемы замещения относительно Маяковской ТЭС ............................... 71
6.6 Расчет общей схемы замещения .......................................................................... 74
6.7 Расчет токов короткого замыкания на шинах подстанции и станции ............. 77
7 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ПОДСТАНЦИИ И СТАНЦИИ ..................... 80
7.1 Выбор оборудования на напряжение 110 кВ подстанции ................................ 80
7.2 Выбор оборудования на напряжение 15 кВ подстанции .................................. 92
7.3 Выбор оборудования на напряжение 10 кВ станции ........................................ 97
Лист
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
3
8 ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ МОЛНИЕЗАЩИТЫ ................................... 102
8.1 Расчет системы молниезащиты ......................................................................... 103
8.2 Проверка на грозоупорность.............................................................................. 108
Заключение ................................................................................................................ 110
Список использованных источников ...................................................................... 111
ПРИЛОЖЕНИЕ А ТЭЦ на древесных отходах. Карта лесничеств. Зона сбора
отходов ....................................................................................................................... 115
ПРИЛОЖЕНИЕ Б ТЭЦ на древесных отходах. Карта лесничеств. Район
расположения станции ............................................................................................. 116
ПРИЛОЖЕНИЕ В ПС О-19 Полесск. Показатели надежности. Таблица. .......... 117
ПРИЛОЖЕНИЕ Г ПС О-19 Полесск. Расчет токов КЗ. Схемы замещения ....... 123
ПРИЛОЖЕНИЕ Д ПС О-19 Полесск. Расчет токов КЗ ........................................ 124
ПРИЛОЖЕНИЕ Е ТЭЦ на древесных отходах. Компоновка сооружений ......... 142
ПРИЛОЖЕНИЕ Ж ПС О-19 Полесск. Система молниезащиты. Схема
электрическая расположения ................................................................................... 147
Лист
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
4
Обозначения и сокращения
АО – акционерное общество
АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом
БМЗ – блочно-модульное здание
ВЛ – воздушная линия
ГОСТ – государственный общесоюзный стандарт
ГПУ – газопоршневая установка
ГРЩ – главный распределительный щит
ДГК – дугогасящая катушка
ЗРУ – закрытое распределительное устройство
КВЛ – кабельно-воздушная линия
КЗ – короткое замыкание
КЛ – кабельная линия
КПД – коэффициент полезного действия
КРУ – комплектное распределительное устройство
КТП – комплектная трансформаторная подстанция
ЛЭП – линия электропередачи
ООО – общество с ограниченной ответственностью
ОПН – ограничитель перенапряжений
ОПУ – общестанционный пункт управления
ОРУ – открытое распределительное устройство
ПС - подстанция
ПУЭ – правила устройства электроустановок
РУ – распределительное устройство
РФ – Российская Федерация
СТО – стандарт организации
ТН – трансформатор напряжения
ТСН – трансформатор собственных нужд
ТТ – трансформатор тока
ТЭС – тепловая электрическая станция
ТЭЦ - теплоэлектроцентраль
Лист
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
5
Введение
Проблема электроснабжения – одна из основных проблем Калининградской
области, особенно в преддверии перехода энергосистемы области на автономную
работу.
Развитие промышленности, сельского хозяйства, бизнеса и туризма ведет к
повышению потребности в электроэнергии.
При заготовке леса и дальнейшей обработке древесины остается до 50 % объема
дерева в виде ветвей, коры, реек, стружки, опилок, древесной пыли. Эти отходы
складируются или сжигаются, доставляя множество проблем предприятиям, связанным
с этой отраслью.
Решить эту проблему в Калининградской области может постройка
электростанции на древесных отходах. Топливом для данной электростанции будут
являться древесные отходы, от которых предприятия отрасли пытаются избавиться, что
позволит помимо выработки электроэнергии и тепла снизить количество
выбрасываемых, складируемых и сжигаемых древесных отходов.
Лист
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
6
1 ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ
1.1 Анализ мировой практики сооружения ТЭЦ на древесных отходах
Для максимально объективной оценки эффективности внедрения электростанций
на древесных отходах следует обратить внимание на международный опыт. В мире
можно найти множество примеров удачных и достаточно крупных электростанций на
отходах древесной промышленности.
Древесные отходы являются крайне перспективным и выгодным источником
топлива, что подтверждается большим количеством электростанций на этом виде отходов.
В частности, в Германии находится более 30 станций такого типа различной
мощности, которая зависит от доступного количества топлива [1]. Но это не исключает
возможности использования типовых проектов, которые за годы использования
зарекомендовали себя с лучшей стороны. В таблице 1.1 приведены параметры
некоторых немецких станций на отходах древесной промышленности.
Таблица 1.1 – Список крупных электростанций Германии на древесных отходах
Название
электростанции
Тепловая
мощность
МВт
Электрическая
мощность
МВт
Расположение
65
20
Село Рудоу
20
Холунген
Biomasseheizkraftwerk
Berlin-Rudow
Biomassekraftwerk
Bischofferode-Holungen
Biomassekraftwerk Königs
Wusterhausen
Biomassekraftwerk Lünen
Biomassekraftwerk
Emlichheim
Biomasse-Heizkraftwerk
Elsterwerda
Biomasseheizkraftwerk
Ulm
Biomasse Heizkraftwerk
Dresden
Biomasse-Heizkraftwerk
Buchen
Bio- und Holzkraftwerk
Zapfendorf
20
КёнигсВустерхаузен
Люнен
70
20
Эмлиххайм
44
12,6
Эльстерверда
10
Ульм
7,1
Дрезден
7,7
Бухен
5,6
Цапфендорф
20
15
27
Размещение станций из таблицы 1.1 изображено на рисунке 1.1.
Изм.
Лист
Разраб.
№ докум.
Шульган В.И.
Провер.
Руков.
Н. Контр.
Утв.
Харитонов М.С.
Харитонов М.С.
Сивухо М.Э.
Белей В.Ф.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
Лит.
Выбор технологической
схемы
Лист
Листов
7
15
ФГБОУ ВО «КГТУ»
Кафедра ЭС и ЭЭ
Группа 16–ЭЭ
Рисунок 1.1 – Размещение станций на древесных отходах в Германии
Рассмотрим подробнее одну из немецких станций «Bio- und Holzkraftwerk
Zapfendorf» (рисунок 1.2). Она эксплуатируется с 2016 года с установленной мощность
5,6 МВт. В год до 65000 тонн древесных отходов всех классов, включая опасные
древесные отходы, утилизируются для выработки энергии. Это позволяет производить
около 47000 мегаватт часов электроэнергии в год [2].
Станция принимает широкий спектр древесных отходов [3]:
Старая древесина из строительного сектора.
Пропитанная старая древесина: железнодорожные шпалы, уличная мебель,
сельское хозяйство.
Мебель / крупногабаритные отходы.
Упаковка: поддоны, ящики, кабельные барабаны.
Отходы древесины от деревообработки и обработки: срезы, щепа, мелкая фракция.
Прочие отходы: древесные отходы строительства, отходы разбитых судов и вагонов.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
8
Рисунок 1.2 – Электростанция «Bio- und Holzkraftwerk Zapfendorf»
Тенденция к использованию этого вида топлива проявляется не только в
Германии. В Нидерландах в 2017 году 0,95% всей электроэнергии были получены из
отходов деревообрабатывающей промышленности [4].
На рисунке 1.3 представлена карта источников древесных отходов во Франции на
2019 год [5]. Видно, что потенциал ресурса крайне высок.
Датская «Зеленая революция» затрагивает основные электростанции страны,
заменяя потребляемый десятилетиями уголь биомассой в виде импортируемых
древесных гранул и щепы [6].
Отличным примером послужит крупнейшая угольная станция Дании. В конце
2019 года работы были завершены, и самая крупная угольная станция «Asnæs Power
Station» (рисунок 1.4) начала работать на древесной щепе [7,8]. Мощность станции –
25 МВт.
При этом были заключены контракты с потребителями на поставку электрической
и тепловой энергии, а также технологического пара, производимых на основе биомассы.
Экологичность сжигания древесины во многом зависит от происхождения сырья.
В данном случае древесная щепа для электростанции будет в основном производиться
из побочных продуктов, таких как ветки и отходы прореживающих рубок. Кроме того,
все поставщики должны обеспечить доставку топлива таким образом, чтобы древесная
щепа поступала из «устойчивых» лесов, где осуществляется посадка деревьев взамен
вырубленных, и где обеспечена защита биоразнообразия.
В таблицу 1.2 сведены данные о влиянии биомассы на выработку энергии в 2017
году в странах Европы [9,10].
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
9
Рисунок 1.3 – Источники древесных отходов во Франции
Рисунок 1.4 – ТЭЦ «Asnæs Power Station»
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
10
Таблица 1.2 – Доля биомассы в выработке энергии
Страна
Германия
Франция
Италия
Испания
Польша
Швеция
Норвегия
Нидерланды
Бельгия
Финляндия
Австрия
Чехия
Греция
Румыния
Португалия
Дания
Венгрия
Болгария
Ирландия
Словакия
Словения
Эстония
Хорватия
Люксембург
Латвия
Литва
Кипр
Мальта
Доля биомассы
8,2%
6,4%
8,6%
5,6%
6,9%
23,7%
4,6%
3,7%
5,5%
28,1%
16,1%
9,2%
4,9%
11,8%
12,1%
24%
10%
6,9%
4,1%
6,7%
9,8%
17,3%
14,7%
5,3%
33,9%
18,8%
2,4%
1,5%
Количество энергии, полученной из биомассы,
Млн. кВт ∙ ч/год
43624
28608
25972
13608
10074
31521
5704
4107
4620
19108
10465
5428
2891
5782
5808
8160
3200
2173,5
1066
1742
1274
1903
1470
349,8
2034
752
96
30
В России получение электроэнергии и тепла из древесной биомассы набирает
обороты и еще в 2013 году был сооружен пилотный для севера России проект
теплоэлектростанции на древесных отходах. АО «ЗВЕЗДА-ЭНЕРГЕТИКА» была
спроектирована и сооружена ТЭС для собственных нужд лесозаготовительного
производства в селе Толька [11].
Комплект поставки включает легкосборное здание ТЭС, 2 модуля с ORC
турбинами производства итальянской компании TURBODEN, работающих по принципу
органического цикла Ренкина, единичной мощностью 0,968 МВт, 2 котловые установки
производства ООО «Балткотломаш» на базе термомасляных котлов GN5 единичной
мощностью 4,7 МВт, аварийную дизельную электростанцию, тепловой пункт, блок
химводоподготовки, аварийный блок воздушного охлаждения, операторную, ГРЩ,
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
11
трансформатор, склад хранения отходов лесопиления, а также АСУ ТП собственного
производства. Электрическая мощность станции составила 2 МВт, а тепловая – 10 МВт.
На данный момент помимо крупных электростанций востребованы комплектные
мини-ТЭЦ на древесных отходах (рисунок 1.5). Это удобно для предприятий, в процессе
функционирования которых образуются древесные отходы, так как позволяет
сэкономить на тепле и электроэнергии и избавиться от необходимости утилизации
древесных отходов [12].
Рисунок 1.5 – Основные элементы Мини-ТЭЦ
Одним из важнейших преимуществ сооружения такой ТЭЦ является
непосредственная близость к источнику топлива и потребителю. Мощность таких
станций колеблется от 100 кВт до 50 МВт. Размер такой установки начинается от 2 м3
при мощности 50 кВт [13].
1.2 Оценка энергетического потенциала древесных отходов
На территории Калининградской области представлена одна лесорастительная
зона хвойно-широколиственных лесов, которая разделена на девять лесничеств. Объем
доступных древесных отходов можно узнать, изучив прошлый (до 2019 года) [14] и
нынешний (до 2028 года) лесной план области [14,15].
В таблице 1.3 представлена информация об объемах использования лесов,
отведенных под заготовку древесины по лесничествам в 2013-2018 годах [16].
В актуальном лесном плане [14] указано, что в 2019 – 2028 годах объем
лесозаготовки составит около 500-540 тыс. м3 ежегодно при полном освоении плана.
Предыдущий план 2009 – 2018 был освоен примерно на 37%, значит и далее можно
принять эту величину фактической лесозаготовки как ближайшую к реальному
значению. В таблице 1.4 приведен планируемый объем лесозаготовок при полном и
неполном освоении плана.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
12
Таблица 1.3 – Фактические объемы использования лесов с целью заготовки древесины
Лесничество
Вид
использования
лесов
Багратионовское
Гвардейское
Железнодорожное
Калининградское
Заготовка
Краснознаменское
древесины
Нестеровское
Полесское
Славское
Черняховское
Всего
Объем использования лесов, тыс.
м3
2013
2014
2015-2018
4,6
18,3
73,2
35,8
42,8
171,2
30,5
61,9
247,6
16,3
35,5
142
38,8
71,1
284,4
17,4
85,7
342,8
44,1
64,8
259,2
28,2
47,9
191,6
40,2
65,7
262,8
255,9
493,7
1974,8
Общий
объем за 5
лет
91,5
214
309,5
177,5
355,5
428,5
324
239,5
328,5
2468,5
Таблица 1.4 - Показатели объемов лесозаготовки по региону
Освоение
плана
Единица
измерения
100%
37%
тыс. м3
тыс. м3
Плановые показатели объемов лесозаготовки по годам
2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2017 2028
год
год
год
год
год
год
год
год
год
год
503 503 508 513 518 523 528 533 539 544
186 186 188 190 192 194 195 197 199 201
По данным лесного плана была составлена таблица 1.5 с указанием планируемых
и ожидаемых объемов лесозаготовки по лесничествам на 2025 год.
Таблица 1.5 – Планируемые и ожидаемые объемы лесозаготовки по лесничествам на 2025 год
Планируемый объем
лесозаготовки, тыс. м3
19,6
45,8
66,2
38
76
91,7
69,3
51,2
70,3
528
Лесничество
Багратионовское
Гвардейское
Железнодорожное
Калининградское
Краснознаменское
Нестеровское
Полесское
Славское
Черняховское
Всего
Ожидаемый объем
лесозаготовки, тыс. м3
7,3
17
24,5
14,1
28
34
25,6
19
26
195
Данные таблицы 1.5 были нанесены на карту лесничеств Калининградской
области [17] (рисунок 1.6).
На рисунке 1.6 и в лесном плане учтены только объемы вырубки лесов, из которых
и определяется ориентировочное количество древесных отходов. Фактически, после
вырубки древесина проходит еще несколько стадий обработки, в результате которых
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
13
образуется дополнительное количество отходов [18]. Наглядно на примере мебельного
производства это показано на рисунке 1.7.
Рисунок 1.6 – Карта лесничеств Калининградской области с указанием величины
планируемой и ожидаемой лесозаготовки в тыс. м3
Рисунок 1.7 – Процесс обработки древесины от вырубки до конечного продукта
По рисунку 1.7 видно, насколько значительная часть древесных отходов
образуется в процессе обработки древесины для производства мебели. Процентные доли
отходов по другим отраслям использования древесины занесены в таблицу 1.6 [18].
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
14
Таблица 1.6 - Доля образования отходов по видам деревообрабатывающих производств
Вид производства
Лесозаготовки и лесное хозяйство
Лесопиление и механическая обработка древесины
Плитное производство
Фанерное производство
Комбинированное производство
Лесохимическое производство
Доля выхода, %
продукция
отходы
распыл
63-80
20-37
45-55
38-48
7
85-90
5-10
5
40-50
42-52
8
65-70
22-27
8
62-68
35-38
-
Ориентируясь на рисунок 1.6, можно предварительно выбрать место сооружения
станции. Объем лесозаготовки в Нестеровском и Краснозаменском лесничествах
находится на высоком уровне, но расположение вдали от остальных лесничеств делает
их менее перспективными. Багратионовское и Калининградское лесничества не
обладают достаточным уровнем лесозаготовки. Таким образом, Полесское лесничество
выбрано местом сооружения станции, так как обладает высоким уровнем лесозаготовки
и находится возле трех других крупных лесничеств: Славского, Черняховского и
Гвардейского.
Для упрощения транспортировки большого количества древесных отходов
существует возможность использования мобильных щеподробительных установок.
Преобразование в щепу уменьшит объемы перевозимых древесных отходов в 3-4 раза и
упростит их дальнейшее использование.
Учитывая вышесказанное, ежегодное производство отходов в Калининградской
области на 2028 год можно рассчитать по формуле (1.1).
𝑉отх = 𝑉л ∙ 𝐾отх ,
(1.1)
где 𝑉л – объем лесозаготовки, м3 ⁄год;
𝐾отх – доля отходов при деревообработке, %
𝑉отх = 201 ∙ 103 ∙ 0,4 = 80,4 тыс. м3 ⁄год
1.3 Выбор технологической схемы электростанции
Существует 3 основных технологии энергетического использования древесных
отходов: сжигание, быстрый пиролиз и газификация [19].
Сжигание (рисунок 1.8) древесных отходов является наиболее простым способом
получения энергии из древесных отходов. Для получения электроэнергии отходы
сжигаются в паровом котле с дальнейшим использованием пара в паровой турбине. По
сравнению с другими технологиями он характеризуется более низкими
капиталовложениями для сооружения станции, меньшим КПД, более высоким уровнем
эмиссии отходов горения [20].
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
15
Рисунок 1.8 – Технологическая схема сжигания древесных отходов
Быстрый пиролиз (рисунок 1.9) – процесс быстрого нагрева древесных отходов
в кипящем слое инертного материала внутри реактора до высокой температуры в
условиях отсутствия воздуха [21].
Пиролизный газ полностью сжигается в горелке реактора для поддержания
процесса. Результатом является получение бионефти, которую сжигают для получения
энергии, а также древесный уголь, из которого могут быть произведены
высокоэнергоемкие угольные брикеты [22].
Рисунок 1.9 - Технологическая схема быстрого пиролиза древесных отходов
Полученное при использовании технологии быстрого пиролиза топливо проще
всего было бы использовать в паровом котле. Преимуществом применения пиролиза с
дальнейшим сжиганием над прямым сжиганием является высокая энергетическая
ценность бионефти и древесного угля. Показать эффективность применения технологии
быстрого пиролиза можно на примере отечественной установки FPP02 (рисунок 1.10)
фирмы «ЭЛП Групп» [23].
В процессе работы этой установки образуется 54 % массы перерабатываемых
древесных отходов преобразуются в жидкие продукты – бионефть с теплотой сгорания
29 МДж/кг и 20 % преобразуется в твердые продукты – древесный уголь с теплотой
сгорания 30 МДж/кг. Таким образом можно сравнить, сколько энергии будет получено
при прямом сжигании и быстром пиролизе с дальнейшим сжиганием. Результаты
сравнения занесены в таблицу 1.7.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
16
Рисунок 1.10 – Установка быстрого пиролиза FPP02
Таблица 1.7 – Сравнение технологии прямого сжигания с технологией быстрого пиролиза
Масса
отходов
Технология
Прямое сжигание
Быстрый пиролиз+сжигание
100 кг
Получено электрической
энергии, кВт
41,7
90,3
Получено тепловой
энергии, МДж
700
1516,2
Отечественные производители предлагают комплектные решения различной, но
малой мощности, что позволяет сооружать объекты небольшого размера. Эта
технология в России еще находится в стадии развития и вскоре могут появиться уже
отечественные решения большей мощности.
Эта технология сложнее и дороже, чем сжигание, но имеет большую
эффективность, а также удобство ввиду возможности получения и дальнейшего
использования жидкого топлива. За рубежом в настоящее время актуально применение
такой технологии для утилизации не только древесных отходов, но и пластика, шин.
Газификация (рисунок 1.11) представляет собой превращение древесины в
разных ее формах в газ. Для процесса нужна высокая температура и давление, а также
ограничение доступа воздуха. Полученный газ может быть использован в
газопоршневых установках для получения электроэнергии, а также совместно с другими
видами топлива использоваться на уже существующих станциях.
Недостатками этого метода является недостаточная изученность этой технологии
в России, высокие требования к качеству топлива и высокая стоимость оборудования.
Газификация является лучшим способом получения электроэнергии из древесных
отходов, но сопряженные с этим способом сложности препятствуют развитию и
распространению технологии в России [24-26]
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
17
Рисунок 1.11 - Технологическая схема газификации древесных отходов
В Великобритании в графстве Чешир функционирует одна из крупнейших в
стране биоэлектростанций на основе технологии газификации (рисунок 1.12). При
установленной мощности 22 МВт станция потребляет в год 170 тыс. тонн древесных
отходов [27].
Рисунок 1.12 – Биоэлектростанция на древесных отходах мощностью 22 МВт в
графстве Чешир, Англия
Таким образом, можно определить сферы применения различных технологий:
Сжигание является наиболее простой и дешевой технологией. Эта технология
подходит для получения большого количества тепловой энергии - тепловой КПД
равен около 70%. Но электрический КПД довольно низок – всего 15 - 20%.
Важным достоинством является возможность сжигания влажных отходов,
простота оборудования и широкий выбор на рынке.
Быстрый пиролиз позволяет получить жидкое топливо и является более
эффективной технологией по сравнению со сжиганием, но имеет более высокую
стоимость и сложнее в очистке и обслуживании. На сегодняшний момент
популярно применение установок быстрого пиролиза небольшой мощности
(несколько сотен кВт) на частных предприятиях.
Газификация хорошо подходит для небольших станций до 10 МВт, а при
совместном использовании с другими видами топлива – до 60 МВт. Имеет
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
18
наибольшую эффективность, но и наибольшую стоимость. Электрический КПД
около 40%, тепловой 40 – 45%.
Технология газификации древесных отходов выбрана для проектирования
станции как наиболее эффективная и современная.
За рубежом эта технология активно применяется. Востребованное решение –
комплектные электростанции на газификации древесины. Такая станция состоит из
множества блоков (рисунок 1.13), которые в совокупности образуют станцию любой
мощности (рисунок 1.13) [28,29].
На рисунке 1.15, показана одна из электростанций Латвии, расположенная в
городе Екабпилс, где применено комплексное решение в виде каскада из 20
газификаторов фирмы «SPANNER RE», каждый из которых вырабатывает 45 кВт
электрической энергии и 100 кВт тепловой [30].
В процессе газификации неоднородная биомасса, такая как древесные отходы,
проходит термохимический процесс с использованием увлажненного воздуха.
Влажная биомасса подается сверху и опускается через газы, поднимающиеся в
реакторе. В верхней зоне происходит процесс сушки, ниже которого происходит
пиролиз. После этого материал проходит через зону восстановления (газификация), а в
зоне над решеткой происходит процесс окисления (сгорание). Горючий газ при низкой
температуре выпускается в верхней части реактора, а инертная зола, образующаяся в
процессе тепловыделения, извлекается из нижней части реактора через водяной затвор.
Процесс расщепляет неоднородную биомассу до молекулярного уровня и превращает ее
в однородное топливо: синтетический газ (синтез-газ) [31].
Синтез-газ может быть использован для сжигания в газопоршневом двигателе,
который позволяет производить больше электроэнергии, чем любая другая доступная
технология. Дымовые газы, создаваемые в процессе, могут использоваться для
производства пара или горячей воды, которая может подаваться в сеть
централизованного теплоснабжения. Схема газификационной установки представлена
на рисунке 1.16.
Рисунок 1.13 – Немецкий блок газификатор-двигатель фирмы SPANNER RE
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
19
Рисунок 1.14 – ТЭЦ из каскада комплектных блоков
Рисунок 1.15 – Каскад газификаторов
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
20
Рисунок 1.16 – Установка газификации древесных отходов
1.4 Выбор установки газификации
На отечественном рынке представлено ограниченное количество предложений по
продаже газификаторов древесины. Из них был выбран газогенератор АЭС-ГГ фирмы
«АС-технология» (рисунок 1.17). Газогенератор выбирается из ряда номинальных
мощностей по выходу газа, в зависимости от доступного количества отходов.
Параметры газификатора АЭС-ГГ представлены в таблице 1.8 [32].
Рисунок 1.17 – Газогенератор АЭС-ГГ
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
21
Таблица 1.8 – Параметры газогенератора АЭС-ГГ
Параметр
Мощность по газу, м3 ⁄ч
Топливо
Влажность
Расход щепы с влажность 15%, кг⁄ч
Потребляемая мощность от номинальной
Состав генераторного газа
Величина
60 – 1000
Щепа, брикеты из древесины, древесные чурки
Щепа, чурки до 20%; Брикеты до 15%
80 – 1200
1,5%
СО – 17...25%, Н2 – 7...14%; СН4 – 1,5...3,0%;
СО2 – 7...12%, N2 – 60...70%; О2 – 0...1%
В комплект поставки газогенератора входит также система очистки генераторного
газа. Она состоит из:
Циклон – убирает 80% сажи из газа
Дезинтегратор – удаляет из газа смогу
Скруббер – дочищает газ и охлаждает его до температуры окружающей среды
Электрофильтр – убирает остатки смол и осушает газ
Влагосборник – собирает влагу перед электрофильтром
Ресивер – создает запас газа, обеспечивая работу при резких набросах мощности
Выбранный газификатор является современным, качественным и достаточно
производительным решением, что позволит подобрать мощность под любое количество
древесных отходов.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
22
2 РАСЧЕТ МОЩНОСТИ СТАНЦИИ
2.1 Выбор площадки сооружения электростанции
Выбор места постройки электростанции является одним из важнейших аспектов
при проектировании. В пункте 1.2 была выбрана территория Полесского лесничества
как место сооружения станции.
Основными требованиями к месту установки станции на древесных отходах
является близость к источнику топлива и возможность подключения к энергосистеме
области.
Следующие
электростанции:
критерии
были
учтены
при
выборе
места
сооружения
наличие площадей, достаточных для размещения всех сооружений
электростанции;
соответствие площадки требованиям технологического процесса;
близость к источнику топлива;
наличие развитой электросетевой инфраструктуры для минимизации
стоимости схемы присоединения к энергосистеме;
благоприятный рельеф местности и геологические условия;
возможность
расположения
электростанции
на
землях
несельскохозяйственного назначения или малопригодных для сельского
хозяйства;
Использование древесных отходов как источника топлива сопряжено с большим
объемом работ по постоянной транспортировке топлива от мест образования отходов до
станции, поэтому важным условием является близость к существующим
автомобильным и железным дорогам.
Выбранная технологическая схема позволяет получать на станции значительные
объемы тепловой энергии, поэтому в районе сооружения станции должны находиться
потребители тепловой энергии.
Для выбора места сооружения были проанализированы следующие карты:
Изм.
Лист
Разраб.
Провер.
Руков.
Н. Контр.
Утв.
Карта лесных ресурсов [33]
Кадастровая карта (Рисунок 2.1) [34]
Спутниковая карта
Карта автомобильных дорог
Карта-схема электростанций и электрических сетей калининградской области
№ докум.
Подпись Дата
Шульган В.И.
Харитонов М.С.
Харитонов М.С.
Сивухо М.Э.
Белей В.Ф.
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
Лит.
Расчет мощности
станции
Лист
Листов
23
6
ФГБОУ ВО «КГТУ»
Кафедра ЭС и ЭЭ
Группа 16–ЭЭ
Рисунок 2.1 – Кадастровая карта
Земельный участок с кадастровым номером 39:10:000000:652 в данный момент
отведен под ЛЭП.
Результатом анализа становится выбор области постройки возле города Полесск
по следующим объективным причинам:
Нахождение в месте скопления лесных ресурсов.
Наличие свободных по кадастровой карте земель.
Близость к автотранспортной и железнодорожной инфраструктуре
Близость к потребителям тепловой энергии
Наличие поблизости подстанции О-19 Полесск
Значительная местная тепловая нагрузка
Некоторые котельные города Полесск находятся в плохом состоянии и требуют
ремонта. В таблице 2.1 представлена информация о котельных города [35].
Таблица 2.1 – Состояние котельных города Полесск
Адрес котельной
ул. Пионерская, д.1
ул. Школьная, д.3
ул. Заводская, д.42
ул. Калининградская, д.8
ул. Заводская, д.1
ул. Заводская, д.4
ул. Портовая, д.9
ул. Рабочая, д.2
Больница (ЦРБ)
Количество
котлов
6
8
3
4
1
2
2
2
3
Износ, %
45
50
90
75
80
80
90
20
30
Установленная мощность
котлов, Гкал/ч
2,15
4,00
0,53
0,72
0,16
0,33
0,23
0,12
1,80
В соответствии с данными [36] в 2018-2028 году планируются реконструкции
котельных на улицах Калининградская 8, Пионерская 1 и Школьная 3 с увеличением
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
24
мощности и переходом на использование газа. Они находятся достаточно близко к
станции и существует возможность закрыть некоторые из них и пользоваться теплом от
проектируемой ТЭЦ.
Итоговое место постройки электростанции с указанием мест расположения
ближайших крупных котельных показано на рисунке 2.2.
Рисунок 2.2 – Место сооружения станции
2.2 Анализ древесных ресурсов в районе сооружения станции
В
районе
сооружения
станции
находятся
несколько
Калининградское, Славское, Полесское, Черняховское и Гвардейское.
лесничеств:
Для сбора отходов ориентировочно выбрана 20-километровая зона вокруг
станции. Уточненная зона сбора показана в приложении А. Такая зона сбора отходов
обусловлена несколькими причинами:
Калининградское лесничество обладает сравнительно малыми и разрозненными
местами лесозаготовки, поэтому с него транспортировать отходы не планируется;
Значительная часть лесных ресурсов Гвардейского лесничества – 70%
сосредоточены севернее города Гвардейск в зоне 20 км, тогда как для сбора
остальных 30% потребуется увеличить зону сбора в 2 раза;
На расстоянии 20 км от станции в сторону поселка Матросово находятся реки
Матросовка, Немонин и Ржевка. В совокупности эти реки образуют водную
границу, вдоль которой перевезти отходы через них не получится, ввиду
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
25
отсутствия мостов, что неизбежно увеличит расстояние транспортировки еще
минимум на 20 км.
Помимо 20-км зоны существует возможность увеличить объемы доступного
топлива путем добавления в зону транспортировки части Черняховского лесничества.
Максимальное расстояние транспортировки в этом случае составит 36 км, но высокая
емкость древесных ресурсов и показатели лесозаготовки данного лесничества делают
увеличение зоны целесообразным. При этом увеличивается охват зоной
транспортировки Гвардейского лесничества на 10%.
По результатам анализа зоны транспортировки была составлена таблица 2.2.
Таблица 2.2 – Лесозаготовка в зоне транспортировки
Лесничество
Славское
Полесское
Черняховское
Гвардейское
Лесозаготовка,
тыс. м3
19
25,6
26
17
Часть лесничества в зоне
транспортировки
30%
100%
30%
80%
Лесозаготовка в зоне
транспортировки, тыс. м3
5,7
25,6
7,8
13,6
Итоговая зона сбора древесных отходов с указанием автодорог (черным цветом),
железных дорог (зеленым цветом), водной границы (голубым цветом) и линий,
подстанций 110 кВ (синим цветом) представлена в приложении Б.
Годовой объем древесных отходов, образующихся в зоне транспортировки может
быть рассчитана по формуле 2.1
𝑉отх в зоне = (∑ 𝑉лесн ) ∙ 𝐾отх ,
(2.1)
где 𝑉лесн – объем лесозаготовки древесины в лесничестве, тыс. м3 .
𝑉отх в зоне = (5,6 + 25,6 + 7,8 + 13,6) ∙ 0,4 = 21,04 тыс. м3
2.3 Расчет установленной мощности станции
Для выбора мощности станции определим объем газа, который будет выработан
в процессе газификации.
Ежегодное производство отходов в районе сооружения станции составит
21,04 тыс.м3 . Газификация 1 кг сухих отходов вырабатывает около 1,35 м3 газа [37].
Такой высокий показатель выработки газа достигается путем использования части
вырабатываемого станцией тепла для сушки древесных отходов. По формуле (2.2)
рассчитан объем газа в час, доступный для дальнейшего использования.
𝑉газа = 𝑉отх в зоне ∙ 𝜌 ∙ 𝑘 ∙ 𝜗газа ∙ 1⁄𝑛,
(2.2)
где 𝑉отх в зоне – доступный объем древесных отходов, тыс. м3 ;
𝑘 – коэффициент изменения массы при сушке;
𝜗газа – выработка газа при газификации, м3 ⁄кг;
𝑛 – число часов в году, ч.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
26
м3
𝑉газа = 21,04 ∙ 450 ∙ 0,7 ∙ 1,35 ∙ 1⁄8760 = 1023
ч
Для использования газа будет применена газопоршневая установка (рисунок 2.3).
Применение ГПУ позволит регулировать мощность станции, а, следовательно, и объем
потребляемого топлива без потери КПД, что является важным аспектом [38].
Для установки на станции выбраны отечественные газопоршневые установки
фирмы «GazEcos». Установки этого производителя отвечают современным
требованиям, являясь надежными, качественными и эффективными [39].
Рисунок 2.3 – Газопоршневая установка GazEcos 16ГДГ49
Удельный расход топлива газопоршневых установок фирмы «GazEcos» разной
мощности в номинальном режиме составляет 0,22 м3/кВт∙ч. Возможная мощность
станции рассчитана по формуле (2.3).
𝑃эл = 𝑉 ⁄𝐹 ∙ (1 − ηс.н.ТЭЦ ) ∙ (1 − ηс.н.газиф. )
(2.3)
где 𝑉газа – доступный объем газа, н. м3 ⁄ч;
𝐹 – удельный расход топлива, н. м3 ⁄кВт ∙ ч;
ηс.н.ТЭЦ – потери на собственные нужды ГПУ, % от мощности станции;
ηс.н.газиф. – потери на собственные нужды газификатора, % от мощности станции.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
27
𝑃эл = 1023⁄0,22 (1 − 0,05)(1 − 0,015) = 4351 кВт
По результатам видно, что топлива хватит для установки 2 блоков 16ГДГ49.
Паспортные данные блока двигатель-генератор приведены в таблице 2.3.
Таблица 2.3 – Паспортные данные газопоршневой установки 16ГДГ49
Название параметра
Номинальная мощность
Номинальная частота вращения
Ресурс до капитального ремонта
Марка синхронного генератора
Номинальное напряжение
Номинальный коэффициент мощности
Максимальная мощность в течении 1 ч.
Минимальная мощность без ограничения
по времени
Максимальный наброс нагрузки со
стабилизацией за 2 с.
Единицы измерения
кВт
об/мин
ч
кВ
кВт
%
%
Значение
2250
1000
90000
ГСД-2200-1000
10,5
0.8
2300
10% от
номинальной
60% от
номинальной
Суммарная мощность 2 блоков выбрана с запасом, так как доступное количество
отходов будет увеличиваться с годами, а специфика газопоршневого двигателя позволит
ему работать с мощностью менее номинальной без потери КПД. Ввиду этого далее
электрическая мощность станции принята 4,5 МВт.
При применении принципа когенерации, станция может обеспечить часть города
Полесск горячей водой и отоплением. Некоторые котельные, которые обеспечивают
город на данный момент, сильно устарели и требуют ремонта. Вместо этого можно
отказаться от части наименее эффективных из них и использовать тепло со станции, тем
самым повысив суммарный КПД станции [40].
Количество тепловой энергии, вырабатываемой станцией с двумя блоками
16ГДГ49 может быть вычислено по формуле (2.4).
𝑁 = 𝑃эл ∙ 𝑘𝑄 ∙ ηсушки ∙ 𝑙
(2.3)
где 𝑃эл – электрическая мощность установки, МВт;
𝑘𝑄 – связь электрической и тепловой мощности установки;
ηсушки – потери тепловой энергии на сушку топлива, %;
l – коэффициент перевода МВт в Гкал.
𝑁 = 4,5 ∙ 1,125 ∙ 0,8 ∙ 0,86 = 3,48 Гкал
Согласно [36] суммарная мощность планируемых к модернизации котельных
составит 6,5 Гкал/час. Проектируемая ТЭЦ покроет около половины от этой мощности.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
28
3 АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ ПОДСТАНЦИИ О-19 ПОЛЕССК
3.1 Выбор структурной схемы
Для связи с энергосистемой будет использоваться подстанция О-19 Полесск.
Существующая схема подстанции представлена на рисунке 3.1.
Рисунок 3.1 – Существующая электрическая схема подстанции О-19 Полесск
Для связи проектируемой станции с подстанцией генераторное напряжение 10 кВ
должно быть повышено до напряжения шины 15 кВ подстанции О-19.
Изм.
Лист
Разраб.
Провер.
Руков.
Н. Контр.
Утв.
№ докум.
Шульган В.И.
Харитонов М.С.
Харитонов М.С.
Сивухо М.Э.
Белей В.Ф.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
Лит.
Анализ текущего
состояния подстанции
Лист
Листов
29
8
ФГБОУ ВО «КГТУ»
Кафедра ЭС и ЭЭ
Группа 16–ЭЭ
Рассматриваются два возможных варианта осуществления связи станции с
подстанцией (рисунок 3.2):
1) Установка двух трансформаторов на станции и дальнейшее подключение к
шинам 15 кВ подстанции О-19 Полесск.
2) Использование трансформаторов на подстанции посредством подключения
через свободные обмотки 10 кВ трехобмоточных трансформаторов 110/15/10 кВ.
Сеть 110 кВ
РУ 110 кВ подстанции О-19
РУ 110 кВ подстанции О-19
РУ 15 кВ подстанции О-19
Сеть 110 кВ
РУ 15 кВ подстанции О-19
Шина 10 кВ станции
Шина 15 кВ станции
Г1
Г2
Г2
Г1
а)
б)
Рисунок 3.2 – Рассматриваемые структурные схемы: а) трансформаторы на станции,
б) трансформаторы на подстанции
Первый вариант предусматривает установку двух трансформаторов 15/10 кВ, а
второй вариант предполагает использование уже существующих трансформаторов. В
связи с необходимостью серьезной модернизации подстанции [41], в том числе и
силовых трансформаторов, была выбрана вторая схема, так как в таком случае
присоединение будет осуществлено через 2 силовых трансформатора, замена которых
неизбежна, в отличии от первого варианта, где существует необходимость установки
еще 2 силовых трансформаторов 15/10 кВ помимо силовых 110/15 кВ.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
30
3.2 Анализ текущего состояния подстанции
В настоящее время на напряжении 110 кВ подстанции О-19 применена схема 1105 «Мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов» из
СТО «Схемы принципиальные электрические ОРУ напряжением 6-750 кВ подстанций»
[42]. Этот стандарт уже заменен на более новый [43], в котором данная схема
отсутствует.
На стороне напряжения 15 кВ установлена одиночная секционированная система
шин. В качестве коммутирующих устройств применены выключатели и разъединители.
В 2016 году подстанция О-19 была детально обследована. Результаты
обследования показали, что почти все оборудование подстанции серьезно устарело и
превысило срок службы. В таблицу 3.1 сведены результаты технического обследования.
Таблица 3.1 – Перечень дефектов и замечаний после обследования подстанции
Оборудование 110 кВ
Тип, марка
Срок службы
Элемент
Силовые трансформаторы
110 кВ (2 шт.)
ТДТН-10000/110
45, 47 лет
Требуется замена
42 года
Требуется замена
42 года
Требуется замена
НКФ-110
42 года
Требуется замена
ОД-110-630/КЗ-110
42 года
АС-95
42 года
РВС
42 года
-
42 года
Требуется замена
42 года
Требуется замена
42 года
Требуется замена
40 лет
50 лет
45 лет
30 лет
Требуется замена
Требуется замена
Зном-15-63У2
32 года
Требуется замена
GS-24c
ТПОЛ-20
ТЛО-24
VEB-20/400
РВЗ-20
Силикатный
кирпич
48 лет
РДЗ-2-110
РНДЗ-1б-110
РЛНД-1б-110
ТФНД-110М
ТФЗМ-110
Разъединители 110 кВ (9 шт.)
Трансформаторы тока 110 кВ
(9 шт.)
Трансформаторы напряжения
(6 шт.)
Отделители и
короткозамыкатели (2/2 шт.)
Ошиновка ОРУ 110 кВ
Рекомендации
Разрядники 110 кВ (6 шт.)
Фундаменты и
железобетонные стойки
Порталы ОРУ 110 кВ
Молниеприемники (4 шт.)
ДГК 15 кВ (1 шт.)
ТСН 15 кВ (2 шт.)
Выключатели 15 кВ (13 шт.)
Трансформаторы напряжения
15 кВ (6 шт.)
Трансформаторы тока 15 кВ
(28 шт.)
Разъединители 15 кВ (28 шт.)
Совмещенное здание ЗРУ
15 кВ и ОПУ
Металл
Железобетон,
металл
Оборудование 15 кВ
ЗРОМ-175/15
FTDO-50/15-0.23
B-200
SCI
Требуется замена на
выключатели
Требуется замена
Требуется замена на
ОПН
Требуется замена
Требуется замена
36 лет
45 лет
Требуется замена
50 лет
Требуется
реконструкция
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
31
В связи с превышением нормативного срока эксплуатации оборудования и ростом
загрузки центра питания, поддержание подстанции в работоспособном состоянии за
счет обслуживания и ремонта не может обеспечить надежную и безаварийную работу.
Содержание подстанции в таком состоянии трудозатратно и экономически
нецелесообразно.
Подстанции требуется проведение комплексной реконструкции с заменой
основного и вторичного оборудования, зданий и сооружений [41].
3.3 Выбор трансформаторов связи
Согласно пункту 3.2, оборудование подстанции нуждается в замене, в том числе
и силовые трансформаторы. В режиме N-1 в период зимнего максимума нагрузки в 2018
году трансформаторы перегружались на 9%. Наибольший пик нагрузки подстанции был
зафиксирован в 2015 году и составил 12,119 МВА. На сегодняшний момент
максимальная нагрузка подстанции в период зимнего максимума составляет 11,4 МВА.
Результаты анализа загрузки ПС О-19 в 2018 году показаны в таблице 3.2 [44].
Таблица 3.2 – Анализ загрузки центра питания ПС О-19
Мощность
трансформаторов,
МВА
10
10
Мощность нагрузки, МВА
Лето
3,63
2,55
Зима
6,34
4,57
Нагрузка центра питания в
режиме N-1, % от Sном
Лето
Зима
61,8
109,1
По таблице 3.2 видно, что трансформаторы на подстанции в случае ремонтного и
аварийного режима подвергаются перегрузке. В связи с этим необходимо провести
проверку трансформаторов подстанции на допустимые по ГОСТ 14209-85 [45]
систематические и аварийные перегрузки.
В нормальном режиме работы трансформаторов они должны обеспечить полное
электроснабжение потребителей без перегрузки:
(3.2)
2 · 𝑆ном ≥ 𝑆нг ,
где 𝑆ном – номинальная мощность трансформатора, МВА;
𝑆нг – максимальная нагрузка подстанции, МВА;
2 · 10 = 20 ≥ 11,4
Далее необходимо рассмотреть ремонтный режим, при котором один из
трансформаторов должен обеспечить электроснабжение потребителей, испытывая при
этом систематическую перегрузку, которая не должна превысить допустимую. Для
проверки допустимости перегрузки нужно рассмотреть суточный график нагрузки
трансформатора.
Суточный график нагрузки оставшегося в работе трансформатора в режиме N-1 в
процентах от номинальной мощности с учетом новых потребителей представлен на
рисунке 3.3.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
32
Для проверки трансформатора на допустимость перегрузки нужно преобразовать
непрерывный суточный график в эквивалентный двухступенчатый график нагрузки [46].
На эквивалентном графике нужно выделить интервалы с нагрузкой менее
номинальной 𝑡н𝑖 и интервалы с перегрузкой 𝑡п𝑖 . Для каждого интервала определяется
средняя мощность S и продолжительность (рисунок 3.4). Данные по каждому интервалу
сведены в таблицу 3.3.
Рисунок 3.3 – Суточный график нагрузки стоящего на подстанции трансформатора в
режиме N-1 в зимний период
Рисунок 3.4 – Эквивалентный ступенчатый график нагрузки, разделенный на интервалы
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
33
Таблица 3.3 – Результаты разделения графика нагрузки на интервалы
Номер интервала
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Номер интервала
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
Интервалы без перегрузки 𝑡н𝑖
Нагрузка S, МВА
Продолжительность интервала, ч
8,97
1
8,83
1
8,62
1
8,41
1
8,24
1
8,37
1
8,71
1
9,25
1
9,81
0,5
9,83
0,886
9,33
1
Интервалы с перегрузкой 𝑡п𝑖
Нагрузка S, МВА
Продолжительность интервала, ч
10,16
0,5
10,66
1
11
1
10,93
1
10,86
2
10,795
1
10,73
1
10,795
1
10,995
1
11,265
2
10,93
1
10,39
1
10,02
0,114
Сначала идет расчет начальной нагрузки 𝐾1 на интервалах 𝑡н𝑖 . Для этого
рассчитываем начальную нагрузку К1 эквивалентного графика при систематической
перегрузке по формуле (3.3)
2
∑𝑖 𝑆 2 𝑡н1
1
𝑆12 ∙ 𝑡н1 + 𝑆22 ∙ 𝑡н2 + ⋯ + 𝑆11
∙ 𝑡н11
𝐾1 =
·√ 𝑛
=
·√
∑𝑖=1 𝑡н𝑖
∑11
𝑆ном
𝑆ном
𝑖=1 𝑡н𝑖
1
𝐾1 =
1
823,62
·√
= 0,89
10
10,39
Затем рассчитывается предварительное превышение перегрузки
интервалов 𝑡п𝑖 :
𝐾2´
(3.3)
𝐾2´ для
2
∑𝑖 𝑆 2 𝑡п1
1
𝑆12 ∙ 𝑡п1 + 𝑆22 ∙ 𝑡п2 + ⋯ + 𝑆11
∙ 𝑡п11
=
·√ 𝑚
=
·√
∑𝑖=1 𝑡п𝑖 𝑆ном
∑13
𝑆ном
𝑖=1 𝑡п𝑖
1
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
34
𝐾2´ =
1
1603,34
·√
= 1,085
10
13,61
Определяется коэффициент 𝐾макс графика нагрузки:
𝑆макс
(3.4)
𝑆ном
11,4
𝐾макс =
= 1,14
10
Для нахождения превышения перегрузки 𝐾2 проводится сравнение 𝐾2´ с 0,9𝐾макс :
𝐾макс =
𝐾2´ ≥ 0,9𝐾макс
(3.5)
1,085 > 0,9 · 1,14 = 1,026
Так как 𝐾2´ ≥ 0,9𝐾макс , превышение перегрузки 𝐾2 принимается равным
предварительному превышению перегрузки 𝐾2´ . Итоговый двухступенчатый график
нагрузки представлен на рисунке 3.5.
Рисунок 3.5 – Двухступенчатый график нагрузки
Для проверки трансформатора на систематическую перегрузку потребуется
значение зимней температуры охлаждающего воздуха в городе Полесск. Ввиду
отсутствия возможности получить достоверное значение в Полесске, для дальнейших
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
35
расчетов будет принята зимняя температура охлаждающего воздуха в городе
Калининград по [45].
По таблице 3.3 можно посчитать продолжительность перегрузки h, которая
составит 13,61 ч.
Для температуры охлаждающего воздуха -2,4°С, продолжительности перегрузки
13,61 час и начальной нагрузки 𝐾1 = 0,89 допустимый коэффициент систематической
перегрузки К2доп по [45] составляет 1,5.
Сравнение
превышения
систематической перегрузки:
перегрузки
и
допустимого
коэффициента
𝐾2доп > 𝐾2
(3.6)
1,5 > 1,085
По неравенству (3.6) видно, что трансформатор в режиме N-1 испытывает
систематическую перегрузку, не превышающую допустимую.
Так как трансформатор проходит по систематической перегрузке, проверять его
на аварийную перегрузку не нужно. По [44] нагрузка подстанции в летний период
составляет 6,18 МВА, что значительно меньше нагрузки в зимний период. При работе в
режиме N-1 эта величина не вызовет никаких перегрузок в трансформаторе,
следовательно, проводить анализ работы трансформатора в летний период не нужно.
Несмотря на допустимость существующей перегрузки трансформаторов на
подстанции О-19, установленные на подстанции трансформаторы значительно
превысили нормативный срок службы, а суммарная величина запрашиваемой мощности
по заключенным договорам на технологическое присоединение к данной подстанции
составляет порядка 4,41 МВА [47], поэтому согласно [44], в 2020 году запланирована
замена обоих силовых трансформаторов подстанции О-19 с увеличением их
номинальной мощности до 16 МВА. Увеличение мощности позволит исключить
перегрузку трансформаторов при работе в режиме N-1 и сделать запас мощности для
присоединения новых потребителей в будущем.
Проверку планируемых к установке трансформаторов на систематические и
аварийные перегрузки производить не нужно, так как номинальная мощность каждого
из трансформаторов превышает максимальную величину нагрузки в зимний максимум,
которая с учетом новых потребителей составит 15,81 МВА.
В [44] не указано, какой тип трансформаторов будет установлен. Для
осуществления связи станции с подстанцией О-19 устанавливаемые трансформаторы
должны быть трехобмоточными, поэтому для установки выбран трансформатор ТДТН16000/110. Его паспортные данные представлены в таблице 3.4.
Таблица 3.4 – Паспортные данные трансформатора ТДТН-16000/110
Тип
Sном,
МВА
Uвн,
кВ
Ucн,
кВ
Uнн,
кВ
Pкз,
кВт
ВН-СН
ТДТН16000/110
16000
115
22
11
90
10,5
uкз, %
ВН-НН СН-НН
17,5
6,5
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
36
4 ВЫБОР СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
4.1 Выбор схемы распределительного устройства 110 кВ
В документе [44] предусмотрена комплексная реконструкция подстанции с
заменой схемы распредустройства 110 кВ. Для выбора схемы РУ 110 кВ следует
провести сравнение нескольких подходящих схем из числа типовых решений,
приведенных в СТО 56947007-29.240.30.010-2008 [43].
Схемы для сравнения выбираются по номинальному напряжению, назначению
электроустановки и числу присоединений.
Число присоединений на ПС составляет 4: 2 трансформатора и 2 ВЛ. Подстанция
является проходной, но в нормальном режиме работы сети находится в точке
потокораздела сети и через нее нет перетока мощности. Для сравнения выбраны
следующие схемы: 110-5Н «Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной
перемычкой со стороны линий» (рисунок 4.1, а), 110-5АН «Мостик с выключателями в
цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов»
(рисунок 4.1, б) и 110-7 «Четырехугольник» (рисунок 4.1, в).
а)
б)
в)
Рисунок 4.1 – Схемы для сравнения: а)110-5Н, б)110-5АН, в)110-7
Изм.
Лист
Разраб.
Провер.
Консульт.
Н. Контр.
Утв.
№ докум.
Шульган В.И.
Харитонов М.С.
Харитонов М.С.
Сивухо М.Э.
Белей В.Ф.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
Выбор схем
распределительных
устройств
Лит.
Лист
Листов
37
12
ФГБОУ ВО «КГТУ»
Кафедра ЭС и ЭЭ
Группа 16–ЭЭ
4.2 Расчетные условия по перетокам мощности
Для анализа перетоков мощности через подстанцию О-19 Полесск можно
воспользоваться расчетами электрических режимов работы сетей 60 кВ и выше в
Калининградской области [41]. В этом документе выполнен расчет различных режимов
работы энергосистемы области в различные периоды года.
В документе [41] рассмотрено 48 вариантов нормального режима работы
энергосистемы в периоды летних и зимних максимумов и минимумов нагрузки в 20182024 (кроме 2019) годах. По представленному в документе анализу нормальных
режимов работы и ожидаемому росту местной нагрузки подстанции О-19 был
проанализирован переток мощности через подстанцию (рисунок 4.2).
О-19 Полесск
4,7+1,4j МВА
5,9+2,8j МВА
От подстанции
О-24 Гурьевск
От подстанции
О-3 Знаменск
7,5+5,3j МВА
3,1-1,1j МВА
2,8+3,9j МВА
Рисунок 4.2 – Переток мощности через подстанцию О-19 в период зимнего максимума
2020 года
В нормальном режиме подстанция О-19 находится в точке потокораздела сети. В
связи с этим переток через подстанцию отсутствует. В таком режиме подстанция О-19
получает энергию для снабжения местной нагрузки с соседних подстанций – Гурьевск О24 с одной стороны и О-3 Знаменск с отпайкой на О-33 Красноборская с другой стороны.
Далее именно этот режим будет рассматриваться как нормальный при расчёте
надежности.
В документе [41] рассмотрено 82 варианта работы энергосистемы при ремонте и
авариях различных элементов сети. Один из таких режимов при расчете надежности
следует рассмотреть параллельно с нормальным режимом. Варианты аварийных
режимов работы энергосистемы, которые в наибольшей степени влияют на переток
через подстанцию О-19 изложены в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Перетоки мощности через подстанцию О-19 при различных аварийных
режимах работы энергосистемы Калининградской области
№
Отключённые элементы сети, период
1
2
ВЛ 330 кВ Прегольская ТЭС - Советск-330, ВЛ 330 кВ
Северная-330 – Советск-330. Летний минимум 2018
ВЛ 330 кВ Северная 330 - Советск-330, ВЛ 330 кВ
Прегольская ТЭС - Советск-330. Летний максимум 2021
ВЛ 330 кВ Северная 330 - Советск-330, ВЛ 330 кВ
Прегольская ТЭС - Советск-330. Летний максимум 2022
Б8
Б53
Б57
Переток, МВА
О-24 – О-19 О-19 – О-3
3
4
82,1-2,8j
78,2-4,4j
79,9-5,4j
73-7,9j
78,9-6,1j
72-8,6j
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
38
Продолжение таблицы 4.1
1
Б61
Б67
2
ВЛ 330 кВ Северная 330 - Советск-330, ВЛ 330 кВ
Прегольская ТЭС - Советск-330. Летний максимум 2023
ВЛ 330 кВ Северная 330 - Советск-330, ВЛ 330 кВ
Прегольская ТЭС - Советск-330. Летний минимум 2024
3
4
78,1-6,8j
71,2-9,3j
59,6-17j
55,5-18,6j
Ремонт ВЛ 330 кВ Прегольская ТЭС – Советск-330,
ВЛ 110 кВ Талаховская ТЭС – О-26 Лесная.
Б129
82,4+24,3j 75,5+21,8j
Авария на ВЛ 330 кВ Северная 330 – Советск-330.
Летний максимум нагрузки 2021
Ремонт ВЛ 330 кВ Прегольская ТЭС – Советск-330,
ВЛ 110 кВ Талаховская ТЭС – О-3 Знаменск с
Б130 отпайками. Авария на ВЛ 330 кВ Северная 330 – 51,3+18,3j 44,4+15,8j
Советск-330.
Летний максимум нагрузки 2021
Ремонт ВЛ 330 кВ Прегольская ТЭС – Советск-330,
ВЛ 110 кВ О-31 Багратионовск – О-34 Правдинск.
Б131
120,1+34,3j 113,2+31,8j
Авария на ВЛ 330 кВ Северная 330 – Советск-330.
Летний максимум нагрузки 2021
Расчеты будут вестись для состояния системы, при котором переток через
проектируемую подстанцию будет наибольшим, что соответствует самому тяжелому
режиму работы подстанции, когда ВЛ 330 кВ Прегольская ТЭС – Советск-330 и ВЛ 110
кВ О-31 Багратионовск – О-34 Правдинск находятся в ремонте, а ВЛ 330 кВ Северная
330 – Советск-330 отключилась вследствие аварии. В таком случае переток мощности
через подстанцию по таблице 4.1 составит 113,2 МВт. Местная нагрузка подстанции при
этом составит 10,6+4,2j МВА. Вместо принятой в документе нагрузки подстанции при
расчетах надежности будет принята нагрузка в 15,81 МВА, что соответствует
максимальной нагрузке подстанции в период зимнего максимума нагрузки с учетом
будущих потребителей. Такой подход максимально приблизит рассматриваемый режим
к наиболее тяжелому режиму работы энергосистемы и подстанции (рисунок 4.3).
О-19 Полесск
4,7+1,4j МВА
5,9+2,8j МВА
От подстанции
О-24 Гурьевск
К подстанции
О-3 Знаменск
123,8+36j МВА
119,1+34,6j МВА
113,2+31,8j МВА
Рисунок 4.3 – Переток мощности через подстанцию О-19 в наиболее тяжелом режиме
работы
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
39
4.3 Методика расчета показателя надежности схем РУ
Для расчета надежности схем электроустановок и главных схем РУ целесообразно
использовать таблично-логический метод, который предполагает поочередное
целенаправленное рассмотрение отказов элементов электроустановки с выявлением их
последствий в нормальном и ремонтных состояниях.
Расчеты будут вестись для состояния системы, при котором переток через
проектируемую подстанцию будет наибольшим, что соответствует самому тяжелому
режиму работы, когда ВЛ 330 кВ Прегольская ТЭС – Советск-330 и ВЛ 110 кВ О-31
Багратионовск – О-34 Правдинск находятся в ремонте, а ВЛ 330 кВ Северная 330 –
Советск-330 отключилась вследствие аварии. В таком случае переток мощности через
подстанцию по результатам расчетов электрических режимов [41] составит 113,2 МВт.
Местная нагрузка в эту величину не входит.
Местная нагрузка 15,81 МВА, принятая выше, не подходит для дальнейших
расчетов ввиду того, что расчеты ведутся с активной составляющей мощности.
Коэффициент мощности местной нагрузки подстанции О-19 согласно [41] составляет
0,93. В таком случае местная нагрузка равна 14,7 МВт.
Исходные данные по надежности элементов схемы представлены в таблицах 4.2-4.5.
Таблица 4.2 - Показатели надежности вакуумных выключателей
𝑈ном , кВ
𝜔в , 1/год
𝑇в , ч
𝑇р , ч
𝜇в , 1/год
𝑎в.оп
𝑎в.к
𝑎в.ст
110
0,02
20
30
0,14
0,006
0,013
0,1
Таблица 4.3 - Показатели надежности ВЛ 110 кВ
𝑈ном , кВ
110
𝜔, 1⁄(год ∙ 100км)
1,1
𝑇в , ч
9
𝜇тек , 1/год
3
𝑇тек , ч
12
Таблица 4.4 - Показатели надежности силовых трансформаторов
𝑈ном , кВ
110
𝜔1 , 1/год
0,02
𝑇в , ч
100
𝜇кап , 1/год
0,17
𝑇кап , ч
300
𝜇тек , 1/год
2
𝑇тек , ч
12
Таблица 4.5 - Показатели надежности сборных шин ОРУ
𝑈ном , кВ
110
𝜔, 1⁄(год ∙ 100км)
0,01
𝑇в , ч
5,5
𝜇тек , 1/год
1
𝑇тек , ч
30
Порядок выполнения расчета следующий:
1. Рассчитывается вероятность нахождения элемента в плановом или
восстановительном ремонте:
𝑞𝑝𝑗 =
𝜔 ∙ 𝑇в + 𝜇 ∙ 𝑇р
,
8760
(4.1)
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
40
где 𝜔 – табличный параметр потока отказов электрооборудования;
Тв – среднее время восстановления, ч;
𝜇 – частота плановых ремонтов электрооборудования;
Тр – продолжительность капитального ремонта, ч.
2. Рассчитывается вероятность нахождения схемы в нормальном состоянии:
𝑛
𝑞𝑝.𝑜 = 1 − ∑ 𝑞𝑝𝑗
(4.2)
1
3. Рассчитывается величина потока отказов:
𝜔𝑖𝑗 = 𝜔𝑖 ∙ 𝑞𝑗
(4.3)
4. Рассчитывается время ввода в работу отключившегося элемента при ремонте
смежного элемента:
𝑇𝑖2
𝑇𝑖𝑗 = 𝑇𝑖 −
2 ∙ 𝑇𝑗
5. Определяется количество операций выключателем в год:
𝑁оп = 𝑁ц ∙ (𝜇1 + 𝜇2 ) + [(𝑁ц − 1) ∙ (𝜔1 + 𝜔2 ) + ∑ 𝜔в𝑖 ] ∙ (1 − 𝑎в.к ) ,
(4.4)
(4.5)
где 𝑁ц - количество операций цикла, равное числу операций выключателем,
необходимых для отключения и последующего включения присоединения;
𝜇1 , 𝜇2 - частота плановых ремонтов присоединений, которые соединяет данный
выключатель;
𝜔1 , 𝜔2 - параметры потоков отказов присоединений, которые соединяет
данный выключатель;
∑ 𝜔в𝑖 - алгебраическая сумма табличных параметров потока отказов соседних
выключателей, отказы которых вызывают автоматическое отключение
рассматриваемого выключателя;
𝑎в.к - относительная частота отказов выключателя при отключении
повреждений по присоединению.
6. Расчетный параметр потока отказов выключателя зависит от его положения в
схеме и вычисляется следующим образом:
𝜔в.соб = 𝜔в ∙ 𝑎в.ст + 𝑎в.оп ∙ 𝑁оп ,
(4.6)
где 𝜔в – табличный параметр потока отказов выключателя;
𝑎в.ст – относительная частота отказов выключателей в статическом состоянии;
𝑎в.оп – относительная частота отказов выключателя при оперативных
переключениях.
7. По заполненной таблице расчетных связей определяется величина вероятного
недоотпуска:
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
41
∆𝑊 =
𝑆сс
∙ (∑(∆𝑃 ∙ 𝜔𝑖𝑗 ∙ 𝑇в.𝑖𝑗 ) ,
𝑆макс
(4.7)
где 𝑆сс – средняя суточная величина нагрузки, МВА;
Для расчетов должны быть приняты следующие начальные условия:
Подстанция имеет питающую линию, через которую к ней подведена мощность
127,9 МВт, из которой 14,7 МВт составляет местная нагрузка
Если питающая линия находится в ремонте, то местная нагрузка получает
питание по отходящей линии. Переток при этом отсутствует
В случае потери питания на входящей линии, отходящая линия сразу начинает
питать местную нагрузку
Потеря отходящей линии ведет к потере перетока по ней, который составляет
113,2 МВт
Если отходящая линия находится в ремонте на момент аварии, то переток по ней
отсутствует
Ток короткого замыкания может прийти как со стороны питающей, так и со
стороны отходящей линии
Один трансформатор может полностью обеспечить местную нагрузку
Длина питающей линии равна 36 км, а отходящей линии 28 км
Время оперативных переключений принимается 1 час
4.4 Расчет показателей надежности схемы 110-5Н
Первый вариант схемы – 110-5Н представлен на рисунке 4.4.
Рисунок 4.4 – Первый вариант схемы
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
42
Для составления таблицы расчетных связей необходимо рассчитать некоторые
величины. Расчет для всех трех схем показан в таблицах 4.6-4.8.
Таблица 4.6 – Расчет величин для таблицы расчетных связей первой схемы
№
Формулы
Формула
Выключатели
0,02 ∙ 20 + 0,14 ∙ 30
𝑞𝑝𝑗в =
8760
202
𝑇𝑖𝑗 = 20 −
2 ∙ 30
𝑁оп1 = 4 ∙ (5) + [(3) ∙ (0,36 ∙ 1,1 + 0,02) + (0,02)] ∙ (1 − 0,013)
𝑁оп2 = 4 ∙ (5) + [(3) ∙ (0,28 ∙ 1,1 + 0,02) + (0,02)] ∙ (1 − 0,013)
𝑁оп3 = 4 ∙ (4) + [(3) ∙ (0,02 + 0,02) + (0,04)] ∙ (1 − 0,013)
𝜔в.соб1 = 0,02 ∙ 0,1 + 0,006 ∙ 21,252
𝜔в.соб2 = 0,02 ∙ 0,1 + 0,006 ∙ 20,991
𝜔в.соб3 = 0,02 ∙ 0,1 + 0,006 ∙ 16,158
Линии
0,36 ∙ 1,1 ∙ 9 + 3 ∙ 12
𝑞𝑝𝑗п =
8760
0,28 ∙ 1,1 ∙ 9 + 3 ∙ 12
𝑞𝑝𝑗о =
8760
92
𝑇𝑖𝑗 = 9 −
2 ∙ 12
Трансформаторы
0,02 ∙ 100 + 0,17 ∙ 300
𝑞𝑝𝑗т =
8760
1002
𝑇𝑖𝑗 = 100 −
2 ∙ 300
Для всех элементов
𝑞𝑝.н = 1 − (3 ∙ 𝑞𝑝𝑗в + 𝑞𝑝𝑗п + 𝑞𝑝𝑗о + 2 ∙ 𝑞𝑝𝑗т )
Линия-выключатель
92
𝑇𝑖𝑗л−в = 9 −
2 ∙ 30
Трансформатор-выключатель
(4.1)
(4.4)
(4.5)
(4.6)
(4.1)
(4.4)
(4.1)
(4.4)
(4.2)
(4.4)
(4.4)
𝑇𝑖𝑗т−в
202
= 20 −
2 ∙ 300
Значение
0,00053
13,33
21,252
20,991
16,158
0,13
0,128
0,099
0,00452
0,00426
5,63
0,00603
83,33
0,97757
7,65
19,3
Таблица 4.7 – Расчет недостающих величин для таблицы расчетных связей второй схемы
№ Формулы
(4.5)
(4.6)
Формула
𝑁оп3 = 4 ∙ (6) + [(3) ∙ (0,36 ∙ 1,1 + 0,28 ∙ 1,1) + (0,04)] ∙ (0,987)
𝜔в.соб3 = 0,02 ∙ 0,1 + 0,006 ∙ 26,124
Значение
26,124
0,159
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
43
Таблица 4.8 – Расчет недостающих величин для таблицы расчетных связей третьей схемы
№ Формулы
𝑁оп1
(4.5)
Формула
= 4 ∙ (5) + [(3) ∙ (0,36 ∙ 1,1 + 0,02) + (0,04)] ∙ (1 − 0,013)
Значение
21,271
𝑁оп2 = 4 ∙ (5) + [(3) ∙ (0,28 ∙ 1,1 + 0,02) + (0,04)] ∙ (1 − 0,013)
21,050
𝑁оп3 = 4 ∙ (4) + [(3) ∙ (0,02 + 0,02) + (0,04)] ∙ (1 − 0,013)
16,158
𝑁оп4 = 4 ∙ (6) + [(3) ∙ (0,36 ∙ 1,1 + 0,28 ∙ 1,1) + (0,04)] ∙ (0,987)
26,124
0,13
0,128
0,099
0,159
𝜔в.соб1
𝜔в.соб2
𝜔в.соб3
𝜔в.соб4
(4.6)
= 0,02 ∙ 0,1 + 0,006 ∙ 21,271
= 0,02 ∙ 0,1 + 0,006 ∙ 21,050
= 0,02 ∙ 0,1 + 0,006 ∙ 16,158
= 0,02 ∙ 0,1 + 0,006 ∙ 26,124
𝑞𝑝.н = 1 − (4 ∙ 𝑞𝑝𝑗в + 𝑞𝑝𝑗п + 𝑞𝑝𝑗о + 2 ∙ 𝑞𝑝𝑗т )
(4.2)
0,97704
По начальным условиям, данным таблицы 4.6 и схеме (рисунок 4.4) были
составлены таблицы расчетных связей для нормального режима работы и наиболее
тяжелого режима работы схемы 110-5Н, в которых был рассчитан годовой недоотпуск
электроэнергии.
Суммарный вероятный годовой недоотпуск электроэнергии потребителям при
применении схемы 110-5Н согласно таблицам В.1,В.2 составляет 2,047 тыс. кВт∙ч/год
при нормальном режиме работы схемы и 695,907 тыс. кВт∙ч/год при наиболее тяжелом
режиме работы.
4.5 Расчет показателей надежности схемы 110-5АН
Второй вариант схемы – 110-5АН представлен на рисунке 4.5.
Рисунок 4.5 – Второй вариант схемы
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
44
Эта схема отличается от предыдущей иным расположением ремонтной
перемычки и выключателя Q3. Помимо этого трансформаторные разъединители
отсутствуют, вместо них установлены разъединители со стороны линий.
По начальным условиям, данным таблиц 4.6,4.7 и схеме (рисунок 4.5) были
составлены таблицы расчетных связей для нормального режима работы и для наиболее
тяжелого режима работы схемы 110-5АН, в которых был рассчитан годовой недоотпуск
электроэнергии.
Суммарный вероятный годовой недоотпуск электроэнергии потребителям в
нормальном режиме при применении схемы 110-5АН согласно таблицам В.3,В.4
составляет 3,151 тыс. кВт∙ч/год. В наиболее тяжелом режиме работы эта величина
составит 699,589 тыс. кВт∙ч/год.
4.6 Расчет показателей надежности схемы 110-7
Третий вариант схемы – 110-7 представлен на рисунке 4.6.
Рисунок 4.6 – третий вариант схемы
Эта схема отличается от предыдущих наличием четвертого выключателя вместо
ремонтной перемычки. Также в этой схеме разъединители установлены в цепях всех
присоединений.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
45
Параметры выключателей и вероятность нахождения схемы в нормальном
состоянии для этой схемы будут отличаться от предыдущих ввиду иной связи между
выключателями.
По начальным условиям, данным таблиц 4.6-4.8 и схеме (рисунок 4.6) были
составлены таблицы расчетных связей для нормального режима работы подстанции и
наиболее тяжелого режима работы схемы 110-7, в которых был рассчитан годовой
недоотпуск электроэнергии.
Суммарный вероятный годовой недоотпуск электроэнергии потребителям при
применении схемы 110-7 согласно таблицам В.5,В.6 в нормальном режиме работы
подстанции составляет 0,579 тыс. кВт∙ч/год и по таблице 4.16 для наиболее тяжелого
режима 703,969 тыс. кВт∙ч/год.
По результатам анализа таблиц приложения В была составлена таблица 4.9 со
сравнением параметров трех схем по показателю надежности и экономичности.
Таблица 4.9 – Сравнение схем по показателю надежности и экономичности
Параметр
110-5Н
Количество выключателей
3
Число операций в год
58,4
2,047
Величина недоотпуска в нормальном режиме, тыс. кВт∙ч
Величина недоотпуска в наиболее тяжелом режиме, тыс.кВт∙ч 695,907
110-5АН
3
68,4
3,151
699,589
110-7
4
84,6
0,579
703,969
В таблице 4.9 видно, что по результатам расчетов схема 110-7 «Квадрат» является
лучшей из представленных схем по показателю надежности схемы в нормальном
режиме работы системы. Это объясняется тем, что 4 выключателя и иное (в сравнении с
мостиковыми схемами) расположение присоединений и трансформаторов обеспечивает
высокую надежность питания местной нагрузки. Вместе с этим «Квадрат» является
наихудшей схемой по показателю числа операций в год и количеству выключателей,
необходимых для схемы.
В наиболее тяжелом режиме работы системы схема 110-7 является менее надежной,
чем мостиковые схемы, так как в схеме присутствует четвертый выключатель, а именно
выключатели являются самыми ненадежными элементами схемы (линии в данном случае
не учитываются, так как они присутствуют и в прочих схемах).
Схема 110-5АН «Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной
перемычкой со стороны трансформаторов» по результатам сравнения является наименее
надежной в нормальном режиме работы системы, а также по всем показателям уступает
схеме 110-5Н, поэтому схема 110-5АН более не рассматривается.
Схема 110-5Н «Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой
со стороны линий» по показателю надежности в нормальном режиме работы системы
уступает схеме 110-7, а в наиболее тяжелом режиме работы системы оказывается более
надежной. Помимо этого, схема 110-5Н требует меньшего количества выключателей и
числа операций в год.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
46
По указанным выше причинам по результатам сравнения 3 схем для сооружения
на подстанции О-19 Полесск выбрана схема 110-5Н «Мостик с выключателями в цепях
линий и ремонтной перемычкой со стороны линий» (рисунок 4.7).
Рисунок 4.7 – Выбранная схема для стороны 110 кВ подстанции О-19
4.7 Выбор схемы распредустройства 15 кВ
В документе [44] предусмотрена полная реконструкция ЗРУ 15 кВ подстанции О19. Установленная на данный момент одиночная секционированная система шин
удовлетворяет современным требованиям ввиду того, что по параметрам является
компромиссом между простотой, надежностью и экономичностью. По этой причине
будет проведена реконструкция распредустройства 15 кВ, но без смены электрической
схемы. Планируемая схема стороны 15 кВ подстанции представлена на рисунке 4.8.
Рисунок 4.8 – Выбранная схема для стороны 15 кВ подстанции О-19
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
47
4.8 Выбор схемы распредустройства станции
На станции будет установлено два блока двигатель-генератор. Связь с системой
будет осуществляться через два трехобмоточных силовых трансформатора на
подстанции О-19. Для станции с двумя генераторами в качестве РУ может быть
установлена одиночная секционированная система шин, что позволит в случае ремонта
или повреждения одной из шин продолжить передавать мощность одного генератора
через оставшуюся в работе шину в сеть. Электрическая схема генераторного
распредустройства представлена на рисунке 4.9.
Рисунок 4.9 – Схема генераторного распредустройства
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
48
4.9 Общая электрическая схема подстанции и станции
По рисункам 4.7-4.9 была составлена общая электрическая схема подстанции и
станции (рисунок 4.10).
Рисунок 4.10 – Электрическая схема подстанции и станции
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
49
5 РАСЧЕТ ТОКОВ НОРМАЛЬНЫХ И УТЯЖЕЛЕННЫХ РЕЖИМОВ
Расчеты токов будут вестись для наиболее тяжелого режима работы подстанции,
при котором она должна обеспечить переток мощности 113,2 + 31,8𝑗 МВА [41], а также
местную нагрузку в 15,81 МВА. Нормальный режим работы подстанции, при котором
она обеспечивает только местную нагрузку не рассматривается ввиду незначительной
величины мощности по сравнению с наиболее тяжелым режимом. Далее наиболее
тяжелый режим работы подстанции в период зимнего максимума нагрузки будет
считаться нормальным режимом работы.
5.1 Расчет токов нормального и утяжеленного режима на напряжение 110 кВ
Расчеты будут вестись по схеме, представленной на рисунке 5.1.
Рисунок 5.1 – Схема для расчета токов на стороне напряжения 110 кВ подстанции О-19
Полесск
5.1.1 Расчет токов нормального и утяжеленного режима ВЛ
Подстанция подключена к сети 110 кВ двумя воздушными линиями. В
нормальном режиме работы подстанции питающая линия должна обеспечить переток
мощности от подстанции О-24 Гурьевск к подстанции О-19 Полесск в
113,2 + 31,8𝑗 МВА, а также местную нагрузку 15,81 МВА.
Изм.
Лист
Разраб.
Провер.
Руков.
Н. Контр.
Утв.
№ докум.
Шульган В.И.
Харитонов М.С.
Харитонов М.С.
Сивухо М.Э.
Белей В.Ф.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
Расчет токов
нормальных и
утяжеленных режимов
Лит.
Лист
Листов
50
8
ФГБОУ ВО «КГТУ»
Кафедра ЭС и ЭЭ
Группа 16–ЭЭ
Чтобы рассчитать ток питающей линии можно воспользоваться следующей
формулой:
𝐼пит =
|𝑆пер. | + 𝑆местн.
,
√3𝑈ном
где 𝑆пер. – максимальный переток мощности, МВА;
𝑆местн. – максимальная местная нагрузка, МВА;
𝑈ном − номинальное напряжение сети, кВ;
|113,2 + 31,8𝑗| МВА + 15,81 МВА
𝐼пит =
= 700,13 А
√3 ∙ 110 кВ
(5.1)
Отходящая линия в нормальном режиме должна обеспечить переток мощности от
подстанции О-19 Полесск к подстанции О-3 Знаменск в 113,2 + 31,8𝑗 МВА.
Максимальный ток может быть определен по формуле (5.1).
𝐼отх =
|113,2 + 31,8𝑗| МВА
= 617,14 А
√3 ∙ 110 кВ
Найденные величины токов питающей и отходящей линий будут являться
максимальной величиной тока нормальном режиме работы подстанции. Утяжеленный
режим для этих линий не рассматривается ввиду того, что в случае отключения хоть
одной из них переток будет полностью потерян и максимальная нагрузка линий упадет
до 15,81 МВА.
5.1.2 Расчет токов нормального и утяжеленного режима выключателей
Для нахождения токов выключателей 110 кВ можно воспользоваться рисунком
5.2 и определить проходящую через выключатели мощность.
Рисунок 5.2 – Нормальный режим работы подстанции
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
51
Токи нормального режима работы выключателей рассчитаны в таблице 5.1.
Таблица 5.1 – Расчет токов нормального режима выключателей
№
Проходящая мощность,
МВА
Q1
127,9 + 37,6𝑗
𝐼𝑄1 =
Q2
121,4 + 35,7𝑗
𝐼𝑄2 =
Q3
113,2 + 31,8𝑗
𝐼𝑄3 =
Ток нормального режима, А
𝑆проход.
√3𝑈ном
𝑆проход.
√3𝑈ном
𝑆проход.
√3𝑈ном
=
=
=
|127,9 + 37,6𝑗| МВА
√3 ∙ 110 кВ
|121,4 + 35,7𝑗| МВА
√3 ∙ 110 кВ
|113,2 + 31,8𝑗| МВА
√3 ∙ 110 кВ
= 700,13
= 664,16
= 617,14
Утяжеленный режим выключателя Q1 отсутствует ввиду того, что через него и
так проходит максимально возможная мощность.
Утяжеленный режим для выключателя Q3 отсутствует ввиду того, что при выводе
в ремонт любого элемента подстанции ток выключателя останется неизменным или
станет меньше.
Утяжеленный режим для выключателя Q2 соответствует периоду вывода в ремонт
трансформатора 1 (рисунок 5.3)
Рисунок 5.3 – Утяжеленный режим работы выключателя Q2
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
52
При таком режиме работы ток выключателя Q2 станет равен току выключателя
Q1 в нормальном режиме и составит 700,13 А.
В нормальном режиме ток ремонтной перемычки равен 0. Наиболее тяжелый
режим работы ремонтной перемычки соответствует периоду ремонта Q1. В таком случае
через перемычку пройдет такая же мощность, как через питающую линию и составит
127,9 + 37,6𝑗 МВА. При такой мощности величина тока составит 700,13 А.
Ток нормального и утяжеленного режима шинопровода 110 кВ соответствует току
выключателя Q1, так как через него также проходит вся мощность подстанции.
5.1.3 Расчет токов нормального и утяжеленного режима силовых трансформаторов
Для расчета тока нормального режима работы трансформаторов можно
воспользоваться формулой (5.2).
𝐼нор.т =
𝐼нор.т1
𝐼нор.т2
𝑆нагр
(5.2)
√3𝑈номвн
|6,5 + 1,9𝑗| МВА
=
= 35,54 А
√3 · 110 кВ
|8,2 + 3,9𝑗| МВА
=
= 47,66 А
√3 · 110 кВ
В случае отключения одного из параллельно работающих трансформаторов,
нагрузка на исправный трансформатор вырастет до 15,81 МВА:
𝐼утяж.т =
|14,7 + 5,8𝑗| МВА
√3 · 110кВ
= 83,2 А
5.2 Расчет токов нормального и утяжеленного режима на напряжение 15 кВ
Расчеты токов будут вестись по рисунку 5.4.
Рисунок 5.4 – Сторона напряжения 15 кВ подстанции О-19
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
53
Трансформаторные выключатели Q1т и Q2т в нормальном режиме пропускают
через себя мощность, равную мощности нагрузки соответствующих им
трансформаторов. Токи этих выключателей рассчитаны по формуле (5.2).
𝐼нор.𝑄1т =
𝐼нор.𝑄2т =
|6,5 + 1,9𝑗| МВА
√3 · 15 кВ
|8,2 + 3,9𝑗| МВА
= 260,65 А
= 349,5 А
√3 · 15 кВ
В утяжеленном режиме по одному из трансформаторных выключателей пойдёт
вся мощность местной нагрузки. Ток выключателя при этом составит:
𝐼утяж.𝑄1т = 𝐼утяж.𝑄2т =
|14,7 + 5,8𝑗| МВА
= 610,15 А
√3 · 15 кВ
Токи нормального режима шинопровода 15 кВ соответствуют нагрузке секций:
𝐼нор.1с =
𝐼нор.2с =
|6,5 + 1,9𝑗| МВА
√3 · 15 кВ
|8,2 + 3,9𝑗| МВА
= 260,65 А
= 349,5 А
√3 · 15 кВ
В утяжеленном режиме по любой из шин может пройти полный ток нагрузки в
случае ремонта одного из силовых трансформаторов (рисунок 5.5):
𝐼утяж.1с,2с =
|14,7 + 5,8𝑗| МВА
√3 · 15 кВ
= 610,15 А
Рисунок 5.5 – утяжеленный режим работы шинопровода
Секционный выключатель Qc используется в случае поломки или вывода в
ремонт одного из трансформаторов (рисунок 5.5). При этом более высокие нагрузки он
будет испытывать при неисправности более нагруженного в нормальном режиме
трансформатора. Ток секционного выключателя рассчитан по формуле (5.2).
𝐼утяж.𝑄с =
|8,2 + 3,9𝑗| МВА
√3 · 15 кВ
= 349,5 А
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
54
Точные значения нагрузки десяти отходящих кабельных линий Q1кл-Q10кл
неизвестны. Суммарная мощность пяти линий 1 секции шин составляет 8,2 + 3,9𝑗 МВА.
Второй секции шин – 6,5 + 1,9𝑗 МВА.
В нормальном режиме можно принять, что нагрузка разделена равномерно. В
таком случае номинальный ток выключателей Q1кл-Q5кл и кабельных линий КЛ1-КЛ10
может быть рассчитан по формуле (5.3).
𝐼нор. =
где n – число параллельных линий;
𝑆нагр
𝑛√3𝑈ном
(5.3)
,
Для первой секции шин:
𝐼нор.КЛ1−КЛ5 = 𝐼нор.𝑄1кл−𝑄5кл =
Для второй секции шин:
|6,5 + 1,9𝑗| МВА
5 ∙ √3 · 15 кВ
𝐼нор.КЛ6−КЛ10 = 𝐼нор.𝑄6кл−𝑄10кл =
= 52,13 А
|8,2 + 3,9𝑗| МВА
= 70 А
5 ∙ √3 · 15 кВ
Ввиду отсутствия информации о сети кабельных линий и их нагрузке рассмотрим
самый неблагоприятный вариант: 1 кабельная линия должна передавать мощность 8,2 +
3,9𝑗 МВА. В таком случае ток по выключателю и кабельной линии составит:
𝐼КЛ = 𝐼𝑄кл =
|8,2 + 3,9𝑗| МВА
= 349,5 А
√3 · 15 кВ
Эта величина тока значительно меньше величины, с которой начинаются
номинальные токи вакуумных выключателей, поэтому далее утяжеленный ток по
выключателям Q1кл-Q10кл и линиям КЛ1-КЛ10 можно принять 350 А.
5.3 Расчет токов нормального и утяжеленного режима на напряжение 10 кВ
Для расчетов воспользуемся схемой на рисунке 5.6.
Рисунок 5.6 – Схема для расчета токов на шине 10 кВ станции
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
55
Ток генераторных выключателей Q3, Q4 в нормальном режиме может быть
найден по формуле (5.4).
𝑃г
(5.4)
𝑐𝑜𝑠𝜑 ∙ √3𝑈ном
2,25 МВт
𝐼нор.𝑄3,𝑄4 =
= 162,38 А
0,8 ∙ √3 ∙ 10 кВ
В утяжеленном режиме генераторные выключатели должны выдержать
генерируемый ток с учетом падения напряжения на 5%:
𝐼нор.𝑄3,𝑄4 =
𝐼утяж.𝑄3,𝑄4 =
2,25 МВт
0,8 ∙ √3 ∙ (10 ∙ 0,95) кВ
= 170,93 А
Секционный выключатель Qc в нормальном режиме работы выключен. Он будет
использован в случае неисправности одного из трансформаторов или линий ВЛ1, ВЛ2.
Максимальный ток через него при этом соответствует мощности одного генератора при
падении напряжения на 5%:
𝐼утяж.𝑄с =
2,25 МВт
0,8 ∙ √3 ∙ (10 ∙ 0,95) кВ
= 170,93 А
В нормальном режиме ток шинопровода 10 кВ будет равен току генераторного
выключателя:
𝐼нор.ш = 𝐼нор.𝑄3,𝑄4 = 162,38 А
В утяжеленном режиме в случае неисправности одного из трансформаторов, ВЛ
или выключателей Q1, Q2 по любому из шинопроводов может пройти полный ток обоих
генераторов (рисунок 5.7).
Рисунок 5.7 – Утяжеленный режим работы шинопровода
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
56
В таком случае с учетом падения напряжения на 5% ток шинопровода составит:
𝐼утяж.ш =
4,5 МВт
0,8 ∙ √3 ∙ (10 ∙ 0,95) кВ
= 341,85 А
Ток выключателей со стороны подстанции Q1, Q2 в нормальном режиме будет
равен току генераторных выключателей Q3, Q4:
𝐼нор.𝑄1,𝑄2 = 𝐼нор.𝑄3,𝑄4 = 162,38 А
В утяжеленном режиме выключатели Q1, Q2 должны выдержать полную
мощность обоих генераторов (рисунок 5.6) с учетом падения напряжения на 5%:
𝐼утяж.𝑄1,𝑄2 =
4,5 МВт
0,8 ∙ √3 ∙ (10 ∙ 0,95) кВ
= 341,85 А
ВЛ1 и ВЛ2 - это линии, соединяющие шину 10 кВ станции и обмотку 10 кВ
силового трансформатора по подстанции. Их токи идентичны токам выключателей Q1,
Q2 в нормальном и утяжеленном режиме (рисунок 5.6) работы:
𝐼нор.ВЛ1,ВЛ2 = 𝐼нор.𝑄1,𝑄2 = 162,38 А
𝐼утяж.ВЛ1,ВЛ2 = 𝐼утяж.𝑄1,𝑄2 = 341,85 А
Максимальные токи выключателей линий, отходящих к ТСН рассчитываются по
мощности трансформатора. Выбор его мощности будет выполнен далее, а на текущем
этапе она принимается 400 кВА:
𝐼тсн. =
𝑆ТСН
√3𝑈ном
=
400 кВА
√3 ∙ 10 кВ
= 23,1 А
(5.6)
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
57
6 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Для расчета токов короткого замыкания на подстанции О-19 Полесск можно
составить схему замещения от крупных генерирующих мощностей области до шин
подстанции (рисунок 6.1).
Рисунок 6.1 – Рассматриваемый участок энергосистемы
На рисунке 6.1 показаны линии, подстанции и электростанции, которые будут
учтены при расчете схем замещений и токов короткого замыкания. При этому будут
рассматриваться все крупные электростанции области: ТЭЦ-2, Прегольская ТЭС,
Приморская ТЭС, Талаховская ТЭС и Маяковская ТЭС. Далее будут составлены схемы
замещения от указанных электростанций до шин 110 кВ подстанции О-19 Полесск. По
схемам замещения будут найдены сопротивления между станциями и рассматриваемой
подстанцией.
6.1 Расчет схемы замещения относительно ТЭЦ-2
По карте сетей Калининградской области была составлена схема замещения от
генераторов ТЭЦ-2 до шин подстанции О-19 Полесск (рисунок Г.1).
Схема на рисунке Г.1 будет разделена на 2 части:
Сопротивление от шин ТЭЦ-2 до подстанции О-19 (рисунок 6.2)
Сопротивление генераторов и генераторных трансформаторов ТЭЦ-2
(рисунок 6.3)
Изм.
Лист
Разраб.
Провер.
Руков.
Н. Контр.
Утв.
№ докум.
Шульган В.И.
Харитонов М.С.
Харитонов М.С.
Сивухо М.Э.
Белей В.Ф.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
Лит.
Расчет токов
короткого замыкания
Лист
Листов
58
20
ФГБОУ ВО «КГТУ»
Кафедра ЭС и ЭЭ
Группа 16–ЭЭ
На
рисунке
6.2
сопротивления
между
подстанциями
показаны
пронумерованными прямоугольниками. Прямоугольники обозначают какие-либо
элементы энергосистемы, которые имеют сопротивление. В прямоугольник может
входить более 1 элемента. Расшифровка содержимого прямоугольников представлена в
таблице 6.1. Все сопротивления приведены к напряжению 110 кВ.
Рисунок 6.2 - Схема замещения от шин ТЭЦ-2 до О-19 Полесск
Таблица 6.1 – Скрытые в обозначениях элементы
№
1
Элемент системы
2
ВЛ АС-195 (8,38 км), ВЛ АС-150 (17,53 км +
1
14,95 км)
ВЛ АС-195 (8,24 км), ВЛ АС-150 (17,47 км +
2
14,95 км)
3 ВЛ АС-150 (13,62 км)
4 ВЛ АС-150 (1,63 км)
5 ВЛ АС-95 (4,03 км), ВЛ АС-70 (0,51 км)
6 ВЛ АС-95 (1,25 км)
7 ВЛ АС-240 (8,74 км)
8 ВЛ АС-240 (26,88 км)
9 ВЛ 2xАС-300 (19,02 км)
10 ВЛ 2xАС-300 (19,1 км)
11 Автотрансформатор 330 кВ, 200 МВА
12 ВЛ 2хАС-300 (18,136 км)
Величина сопротивления, Ом
3
𝑍 = (8,21 + 50,61𝑗)
𝑍 = (8,23 + 50,83𝑗)
𝑍 = (2,86 + 17𝑗)
𝑍 = (0,66 + 4,14𝑗)
𝑍 = (1,37 + 5,91𝑗)
𝑍 = (0,39 + 1,65𝑗)
𝑍 = (1,88 + 5,85𝑗)
𝑍 = (5,78 + 18𝑗)
𝑍 = (1 + 17,4𝑗)
𝑍 = (1 + 17,4𝑗)
𝑍 = 6,5𝑗
𝑍 = (0,29 + 1,36𝑗)
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
59
Продолжение таблицы 6.1
1
2
13 Автотрансформатор 330 кВ, 200 МВА
КВЛ АС-185 (4,66 км), КВЛ АС-240 (2,73 км),
14
ПвПу2г/185 (0,64 км)
КВЛ АС-185 (4,66 км), КВЛ АС-240 (2,73 км),
15
ПвПу2г/240 (0,64 км)
16 ПвПу2г/185 (1,02 км), АС-240 (1,2 км)
17 ВЛ АС-185 (7,65 км), АС-240 (1,37 км)
ПвПу2г/240 (1,02 км), АС-185 (7,68 км), АС-240
18
(2,42 км)
ВЛ АС-185 (8,1 км), АС-120 (6,75 км), 2хАС-95 (3,63
19
км)
20 ВЛ АС-120 (10,42 км)
21 ВЛ АС-185 (8,1 км), АС-120 (11,02 км)
22 ВЛ АС-120 (3,69 км)
23 ВЛ АС-240 (5,46 км)
24 ВЛ АС-240 (5,46 км)
25 ВЛ АС-120 (1,01 км)
26 ВЛ АС-120 (0,80 км)
27 ВЛ АС-120 (1,68 км)
28 ВЛ АС-120 (5,83 км)
29 ВЛ АС-95 (35,87 км)
30 ВЛ 2хАС-300 (32,5 км)
31 Автотрансформатор 330 кВ, 200 МВА
32 ВЛ АС-450 (18,5 км)
33 ВЛ АС-450 (18,5 км)
3
𝑍 = 6,5𝑗
𝑍 = (3,21 + 8,33𝑗)
𝑍 = (3,26 + 8,36𝑗)
𝑍 = (0,38 + 0,94𝑗)
𝑍 = (4,76 + 14,79𝑗)
𝑍 = (4,5 + 14,79𝑗)
𝑍 = (12 + 23,31𝑗)
𝑍 = (1,85 + 9,51𝑗)
𝑍 = (8,17 + 26,22𝑗)
𝑍 = (0,92 + 4,71𝑗)
𝑍 = (1,92 + 6,63𝑗)
𝑍 = (1,92 + 6,63𝑗)
𝑍 = (0,12 + 1,29𝑗)
𝑍 = (0,1 + 1,02𝑗)
𝑍 = (0,42 + 2,01𝑗)
𝑍 = (1,45 + 7,47𝑗)
𝑍 = (11 + 46,8𝑗)
𝑍 = (0,52 + 2,44𝑗)
𝑍 = 6,5𝑗
𝑍 = (1,99 + 21,67𝑗)
𝑍 = (1,99 + 21,67𝑗)
По значениям сопротивлений элементов из таблицы 6.1 можно рассчитать
суммарное эквивалентное сопротивление от ТЭЦ-2 до шин 110 кВ подстанции О-19
Полесск.
Преобразование и соответствующие расчеты схемы замещения с рисунка 6.2
приведены в приложении Д.
Итоговое эквивалентное сопротивление от шин ТЭЦ-2 до шин 110 кВ подстанции
О-19 Полесск 𝑍этэц2 составит 6,717 + 30,921𝑗 Ом.
Помимо найденного эквивалентного сопротивления, необходимо учесть
сопротивление генераторов и генераторных трансформаторов ТЭЦ-2 (рисунок 6.3).
Необходимые для этого данные представлены в таблицах 6.2, 6.3.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
60
Рисунок 6.3 – Схема замещения для расчета сопротивления ТЭЦ-2
Таблица 6.2 – Параметры генераторов ТЭЦ-2
Обозначение
Г1-Г6
Сопротивление, Ом
0,296𝑗
Напряжение, кВ
16,95
Таблица 6.3 – Параметры трансформаторов ТЭЦ-2
Обозначение
𝑍тф
𝑍тф1
Мощность,
МВА
200
200
Сопротивление,
Ом
0,21 + 8𝑗
1,68 + 66𝑗
Коэффициент
трансформации
7,3
20,95
Перед расчетом сопротивление генераторов и трансформаторов должно быть
приведено к напряжению 110 кВ:
𝑍′тф1
2
(110 кВ)2
𝑈нн
= 𝑍тф1 ∙ 2 = 1,68 + 66𝑗 ∙
= 0,161 + 6,333𝑗 Ом
(16,95 кВ ∙ 20,95)2
𝑈вн
2
(110 кВ)2
𝑈вн
𝑋′г = 𝑋г ∙ 2 = 0,296𝑗 ∙
= 12,466𝑗 Ом
(16,95 кВ)2
𝑈нн
(6.1)
(6.2)
Сопротивление автотрансформатора связи шин 110 кВ и 330 кВ было найдено
ранее (таблица 6.1).
Эквивалентное сопротивление от генераторов до шин 110 кВ ТЭЦ-2 может быть
найдено по формуле (6.3).
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
61
𝑍гтэц2 =
1
1
1
+
𝑋′г + 𝑍тф 𝑋′г + 𝑍′тф1
+ 𝑍атф
3
3
= 0,036 + 4,446𝑗 Ом
(6.3)
Суммарное сопротивление от генераторов ТЭЦ-2 до шин 110 кВ подстанции О19 составит:
𝑍тэц2 = 𝑍гтэц2 + 𝑍этэц2 = 6,753 + 35,367𝑗 Ом
(6.4)
6.2 Расчет схемы замещения относительно Прегольской ТЭС
По карте сетей Калининградской области была составлена схема замещения от
генераторов Прегольской ТЭС до шин подстанции О-19 Полесск (рисунок Г.2).
Схема на рисунке Г.2 будет разделена на 2 части:
Сопротивление от шин Прегольской ТЭС до подстанции О-19 (рисунок 6.4)
Сопротивление генераторов и генераторных трансформаторов Прегольской ТЭС
(рисунок 6.5)
Рисунок 6.4 - Схема замещения от шин Прегольской ТЭС до О-19 Полесск
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
62
На
рисунке
6.4
сопротивления
между
подстанциями
показаны
пронумерованными прямоугольниками. Прямоугольники обозначают какие-либо
элементы энергосистемы, которые имеют сопротивление. В прямоугольник может
входить более 1 элемента. Расшифровка содержимого прямоугольников представлена в
таблице 6.4. Все сопротивления приведены к напряжению 110 кВ.
Таблица 6.4 – Скрытые в обозначениях элементы
№
3
4
5
6
7
8
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
Элемент системы
ВЛ АС-150 (13,62 км)
ВЛ АС-150 (1,63 км)
ВЛ АС-95 (4,03 км), ВЛ АС-70 (0,51 км)
ВЛ АС-95 (1,25 км)
ВЛ АС-240 (8,74 км)
ВЛ АС-240 (26,88 км)
ВЛ 2хАС-300 (18,136 км)
Автотрансформатор 330 кВ, 200 МВА
КВЛ АС-185 (4,66 км), КВЛ АС-240 (2,73 км),
ПвПу2г/185 (0,64 км)
КВЛ АС-185 (4,66 км), КВЛ АС-240 (2,73 км),
ПвПу2г/240 (0,64 км)
ПвПу2г/185 (1,02 км), АС-240 (1,2 км)
ВЛ АС-185 (7,65 км), АС-240 (1,37 км)
ПвПу2г/240 (1,02 км), АС-185 (7,68 км), АС-240 (2,42 км)
ВЛ АС-185 (8,1 км), АС-120 (6,75 км), 2хАС-95 (3,63 км)
ВЛ АС-120 (10,42 км)
ВЛ АС-185 (8,1 км), АС-120 (11,02 км)
ВЛ АС-120 (3,69 км)
ВЛ АС-240 (5,46 км)
ВЛ АС-240 (5,46 км)
ВЛ АС-120 (1,01 км)
ВЛ АС-120 (0,80 км)
ВЛ АС-120 (1,68 км)
ВЛ АС-120 (5,83 км)
ВЛ АС-95 (35,87 км)
ВЛ 2хАС-300 (32,5 км)
Автотрансформатор 330 кВ, 200 МВА
ВЛ 2хАС-240 (13,55 км)
ВЛ 2хАС-240 (64,73 км)
ВЛ 2хАС-240 (114,65 км)
ВЛ 2хАС-240 (105,28 км)
Автотрансформатор 330 кВ, 200 МВА
ВЛ АС-240 (19,02 км), АС-150 (6,69 км)
ВЛ АС-240 (18,92 км), АС-150 (6,81 км)
ВЛ АС-300 (28,63 км)
ВЛ АС-240 (19 км), АС-150 (10,9 км)
ВЛ АС-150 (67,43 км)
ВЛ АС-240 (19 км), АС-150 (64,23 км)
Величина сопротивления, Ом
𝑍 = (2,86 + 17𝑗)
𝑍 = (0,66 + 4,14𝑗)
𝑍 = (1,37 + 5,91𝑗)
𝑍 = (0,39 + 1,65𝑗)
𝑍 = (1,88 + 5,85𝑗)
𝑍 = (5,78 + 18𝑗)
𝑍 = (0,29 + 1,36𝑗)
𝑍 = 6,5𝑗
𝑍 = (3,21 + 8,33𝑗)
𝑍 = (3,26 + 8,36𝑗)
𝑍 = (0,38 + 0,94𝑗)
𝑍 = (4,76 + 14,79𝑗)
𝑍 = (4,5 + 14,79𝑗)
𝑍 = (12 + 23,31𝑗)
𝑍 = (1,85 + 9,51𝑗)
𝑍 = (8,17 + 26,22𝑗)
𝑍 = (0,92 + 4,71𝑗)
𝑍 = (1,92 + 6,63𝑗)
𝑍 = (1,92 + 6,63𝑗)
𝑍 = (0,12 + 1,29𝑗)
𝑍 = (0,1 + 1,02𝑗)
𝑍 = (0,42 + 2,01𝑗)
𝑍 = (1,45 + 7,47𝑗)
𝑍 = (11 + 46,8𝑗)
𝑍 = (0,52 + 2,44𝑗)
𝑍 = 6,5𝑗
(0,15
𝑍=
+ 0,618𝑗)
𝑍 = (1,032 + 4,838𝑗)
𝑍 = (3,778 + 14,378𝑗)
𝑍 = (3,104 + 11,844𝑗)
𝑍 = 6,35𝑗
𝑍 = (11,65 + 32,82𝑗)
𝑍 = (11,65 + 32,82𝑗)
𝑍 = (11,58 + 36,92𝑗)
𝑍 = (13,24 + 36,58𝑗)
𝑍 = (13,39 + 84,95𝑗)
𝑍 = (16,22 + 111,9𝑗)
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
63
По значениям сопротивлений элементов из таблицы 6.4 можно рассчитать
суммарное эквивалентное сопротивление от Прегольской ТЭС до шин 110 кВ
подстанции О-19 Полесск.
Преобразование и соответствующие расчеты схемы замещения с рисунка 6.6
приведены в приложении Д.
Итоговое эквивалентное сопротивление от шин Прегольской ТЭС до шин 110 кВ
подстанции О-19 Полесск 𝑍эпр составит 8,496 + 38,203𝑗 Ом Ом.
Помимо найденного эквивалентного сопротивления, необходимо учесть
сопротивление генераторов и генераторных трансформаторов станции (рисунок 6.5).
Необходимые для этого данные представлены в таблицах 6.5, 6.6.
Рисунок 6.5 – Схема замещения для расчета сопротивления Прегольской ТЭС
Таблица 6.5 – Параметры генераторов Прегольской ТЭС
Обозначение
Г1, Г3, Г5, Г7
Г2, Г4, Г6, Г8
Сопротивление, Ом
0,216𝑗
0,39𝑗
Напряжение, кВ
11,34
11,34
Таблица 6.6 – Параметры трансформаторов Прегольской ТЭС
Обозначение
𝑍тф2
𝑍тф3
Мощность,
МВА
63
125
Сопротивление,
Ом
106𝑗
190𝑗
Коэффициент
трансформации
31,25
31,25
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
64
Перед расчетом сопротивление генераторов и трансформаторов должно быть
приведено к напряжению 110 кВ:
𝑍′тф2
2
(110 кВ)2
𝑈нн
= 𝑍тф2 ∙ 2 = 106𝑗 ∙
= 10,213𝑗 Ом
(11,34 кВ ∙ 31,25)2
𝑈вн
(6.5)
2
(110 кВ)2
𝑈нн
=
190𝑗
∙
= 18,307𝑗 Ом
2
(11,34 кВ ∙ 31,25)2
𝑈вн
(6.6)
𝑍′тф3 = 𝑍тф3 ∙
𝑋′г1
2
(110 кВ)2
𝑈вн
= 𝑋г1 ∙ 2 = 0,216𝑗 ∙
= 20,324𝑗 Ом
(11,34 кВ)2
𝑈нн
(6.7)
2
(110 кВ)2
𝑈вн
=
0,39𝑗
∙
= 36,696𝑗 Ом
2
(11,34 кВ)2
𝑈нн
(6.8)
𝑋′г2 = 𝑋′г2 ∙
Эквивалентное сопротивление от генераторов до шин 330 кВ Прегольской ТЭС
может быть найдено по формуле (6.9).
1
𝑍гпр
1
1
+
𝑋′г1 + 𝑍′тф3 𝑋′г2 + 𝑍′тф2
=
= 5,296𝑗 Ом
4
(6.9)
Суммарное сопротивление от генераторов Прегольской ТЭС до шин 110 кВ
подстанции О-19 составит:
𝑍прег = 𝑍гпр + 𝑍эпр = 8,496 + 43,499𝑗 Ом
(6.10)
6.3 Расчет схемы замещения относительно Приморской ТЭС
По карте сетей Калининградской области была составлена схема замещения от
генераторов Приморской ТЭС до шин подстанции О-19 Полесск (рисунок Г.3).
Схема на рисунке Г.3 будет разделена на 2 части:
Сопротивление от шин Приморской ТЭС до подстанции О-19 (рисунок 6.6)
Сопротивление генераторов и генераторных трансформаторов Приморской ТЭС
(рисунок 6.7)
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
65
Рисунок 6.6 - Схема замещения от шин Приморской ТЭС до О-19 Полесск
На
рисунке
6.6
сопротивления
между
подстанциями
показаны
пронумерованными прямоугольниками. Прямоугольники обозначают какие-либо
элементы энергосистемы, которые имеют сопротивление. В прямоугольник может
входить более 1 элемента. Расшифровка содержимого прямоугольников представлена в
таблице 6.7. Все сопротивления приведены к напряжению 110 кВ.
Таблица 6.7 – Скрытые в обозначениях элементы
№
1
3
4
5
6
7
8
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Элемент системы
2
ВЛ АС-150 (13,62 км)
ВЛ АС-150 (1,63 км)
ВЛ АС-95 (4,03 км), ВЛ АС-70 (0,51 км)
ВЛ АС-95 (1,25 км)
ВЛ АС-240 (8,74 км)
ВЛ АС-240 (26,88 км)
ВЛ 2хАС-300 (18,136 км)
Автотрансформатор 330 кВ, 200 МВА
КВЛ АС-185 (4,66 км), КВЛ АС-240 (2,73 км),
ПвПу2г/185 (0,64 км)
КВЛ АС-185 (4,66 км), КВЛ АС-240 (2,73 км),
ПвПу2г/240 (0,64 км)
ПвПу2г/185 (1,02 км), АС-240 (1,2 км)
ВЛ АС-185 (7,65 км), АС-240 (1,37 км)
ПвПу2г/240 (1,02 км), АС-185 (7,68 км), АС-240 (2,42 км)
ВЛ АС-185 (8,1 км), АС-120 (6,75 км), 2хАС-95 (3,63 км)
ВЛ АС-120 (10,42 км)
ВЛ АС-185 (8,1 км), АС-120 (11,02 км)
ВЛ АС-120 (3,69 км)
ВЛ АС-240 (5,46 км)
ВЛ АС-240 (5,46 км)
Величина сопротивления, Ом
3
𝑍 = (2,86 + 17𝑗)
𝑍 = (0,66 + 4,14𝑗)
𝑍 = (1,37 + 5,91𝑗)
𝑍 = (0,39 + 1,65𝑗)
𝑍 = (1,88 + 5,85𝑗)
𝑍 = (5,78 + 18𝑗)
𝑍 = (0,29 + 1,36𝑗)
𝑍 = 6,5𝑗
𝑍 = (3,21 + 8,33𝑗)
𝑍 = (3,26 + 8,36𝑗)
𝑍 = (0,38 + 0,94𝑗)
𝑍 = (4,76 + 14,79𝑗)
𝑍 = (4,5 + 14,79𝑗)
𝑍 = (12 + 23,31𝑗)
𝑍 = (1,85 + 9,51𝑗)
𝑍 = (8,17 + 26,22𝑗)
𝑍 = (0,92 + 4,71𝑗)
𝑍 = (1,92 + 6,63𝑗)
𝑍 = (1,92 + 6,63𝑗)
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
66
Продолжение таблицы 6.7
1
25
26
27
28
29
30
31
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
2
ВЛ АС-120 (1,01 км)
ВЛ АС-120 (0,80 км)
ВЛ АС-120 (1,68 км)
ВЛ АС-120 (5,83 км)
ВЛ АС-95 (35,87 км)
ВЛ 2хАС-300 (32,5 км)
Автотрансформатор 330 кВ, 200 МВА
ВЛ 2хАС-240 (13,55 км)
ВЛ 2хАС-240 (64,73 км)
ВЛ 2хАС-240 (114,65 км)
ВЛ 2хАС-240 (105,28 км)
Автотрансформатор 330 кВ, 200 МВА
ВЛ АС-240 (19,02 км), АС-150 (6,69 км)
ВЛ АС-240 (18,92 км), АС-150 (6,81 км)
ВЛ АС-300 (28,63 км)
ВЛ АС-240 (19 км), АС-150 (10,9 км)
ВЛ АС-150 (67,43 км)
ВЛ АС-240 (19 км), АС-150 (64,23 км)
ВЛ 2хАС-150 (0,4 км)
ВЛ АС-150 (15,13 км)
ВЛ АС-150 (15,14 км), АС-185 (0,76 км)
ВЛ АС-150 (15,14 км), АС-185 (0,76 км)
3
𝑍 = (0,12 + 1,29𝑗)
𝑍 = (0,1 + 1,02𝑗)
𝑍 = (0,42 + 2,01𝑗)
𝑍 = (1,45 + 7,47𝑗)
𝑍 = (11 + 46,8𝑗)
𝑍 = (0,52 + 2,44𝑗)
𝑍 = 6,5𝑗
𝑍 = (0,15 + 0,618𝑗)
𝑍 = (1,032 + 4,838𝑗)
𝑍 = (3,778 + 14,378𝑗)
𝑍 = (3,104 + 11,844𝑗)
𝑍 = 6,35𝑗
𝑍 = (11,65 + 32,82𝑗)
𝑍 = (11,65 + 32,82𝑗)
𝑍 = (11,58 + 36,92𝑗)
𝑍 = (13,24 + 36,58𝑗)
𝑍 = (13,39 + 84,95𝑗)
𝑍 = (16,22 + 111,9𝑗)
𝑍 = (0,24 + 2,43𝑗)
𝑍 = (1,95 + 11,74𝑗)
𝑍 = (3,45 + 23,1𝑗)
𝑍 = (3,08 + 19,59𝑗)
По значениям сопротивлений элементов из таблицы 6.7 можно рассчитать
суммарное эквивалентное сопротивление от Приморской ТЭС до шин 110 кВ
подстанции О-19 Полесск.
Преобразование и соответствующие расчеты схемы замещения с рисунка 6.9
приведены в приложении Д.
Итоговое эквивалентное сопротивление от шин Приморской ТЭС до шин 110 кВ
подстанции О-19 Полесск 𝑍эприм составит 9,688 + 45,517𝑗 Ом.
Помимо найденного эквивалентного сопротивления, необходимо учесть
сопротивление генераторов и генераторных трансформаторов станции (рисунок 6.7).
Необходимые для этого данные представлены в таблицах 6.8, 6.9.
Рисунок 6.7 – Схема замещения для расчета сопротивления Приморской ТЭС
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
67
Таблица 6.8 – Параметры генераторов Приморской ТЭС
Обозначение
Г1-Г3
Сопротивление, Ом
0,265𝑗
Напряжение, кВ
11,34
Таблица 6.9 – Параметры трансформаторов Приморской ТЭС
Мощность,
МВА
63
Обозначение
𝑍тф4
Сопротивление,
Ом
24,4𝑗
Коэффициент
трансформации
10,925
Перед расчетом сопротивление генераторов должно быть приведено к напряжению
110 кВ:
𝑋′г3
2
(110 кВ)2
𝑈вн
= 𝑋г3 ∙ 2 = 0,265𝑗 ∙
= 24,935𝑗 Ом
(11,34 кВ)2
𝑈нн
(6.11)
Эквивалентное сопротивление от генераторов до шин 110 кВ Приморской ТЭС
может быть найдено по формуле (6.12).
𝑍гприм =
𝑋г3 + 𝑍тф4
= 16,445𝑖 Ом
3
(6.12)
Суммарное сопротивление от генераторов Приморской ТЭС до шин 110 кВ
подстанции О-19 составит:
𝑍прим = 𝑍гприм + 𝑍эприм = 9,688 + 61,962𝑗 Ом
(6.13)
6.4 Расчет схемы замещения относительно Талаховской ТЭС
По карте сетей Калининградской области была составлена схема замещения от
генераторов Талаховской ТЭС до шин подстанции О-19 Полесск (рисунок Г.4).
Схема на рисунке Г.4 будет разделена на 2 части:
Сопротивление от шин Талаховской ТЭС до подстанции О-19 (рисунок 6.8)
Сопротивление генераторов и генераторных трансформаторов Талаховской ТЭС
(рисунок 6.9)
На
рисунке
6.8
сопротивления
между
подстанциями
показаны
пронумерованными прямоугольниками. Прямоугольники обозначают какие-либо
элементы энергосистемы, которые имеют сопротивление. В прямоугольник может
входить более 1 элемента. Расшифровка содержимого прямоугольников представлена в
таблице 6.10. Все сопротивления приведены к напряжению 110 кВ.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
68
Рисунок 6.8 - Схема замещения от шин Талаховской ТЭС до О-19 Полесск
Таблица 6.10 – Скрытые в обозначениях элементы
№
1
3
4
5
6
7
8
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
Элемент системы
2
ВЛ АС-150 (13,62 км)
ВЛ АС-150 (1,63 км)
ВЛ АС-95 (4,03 км), ВЛ АС-70 (0,51 км)
ВЛ АС-95 (1,25 км)
ВЛ АС-240 (8,74 км)
ВЛ АС-240 (26,88 км)
ВЛ 2хАС-300 (18,136 км)
Автотрансформатор 330 кВ, 200 МВА
КВЛ АС-185 (4,66 км), КВЛ АС-240 (2,73 км),
ПвПу2г/185 (0,64 км)
КВЛ АС-185 (4,66 км), КВЛ АС-240 (2,73 км),
ПвПу2г/240 (0,64 км)
ПвПу2г/185 (1,02 км), АС-240 (1,2 км)
ВЛ АС-185 (7,65 км), АС-240 (1,37 км)
ПвПу2г/240 (1,02 км), АС-185 (7,68 км), АС-240 (2,42 км)
ВЛ АС-185 (8,1 км), АС-120 (6,75 км), 2хАС-95 (3,63 км)
ВЛ АС-120 (10,42 км)
ВЛ АС-185 (8,1 км), АС-120 (11,02 км)
ВЛ АС-120 (3,69 км)
ВЛ АС-240 (5,46 км)
ВЛ АС-240 (5,46 км)
ВЛ АС-120 (1,01 км)
ВЛ АС-120 (0,80 км)
ВЛ АС-120 (1,68 км)
ВЛ АС-120 (5,83 км)
ВЛ АС-95 (35,87 км)
Величина сопротивления, Ом
3
𝑍 = (2,86 + 17𝑗)
𝑍 = (0,66 + 4,14𝑗)
𝑍 = (1,37 + 5,91𝑗)
𝑍 = (0,39 + 1,65𝑗)
𝑍 = (1,88 + 5,85𝑗)
𝑍 = (5,78 + 18𝑗)
𝑍 = (0,29 + 1,36𝑗)
𝑍 = 6,5𝑗
𝑍 = (3,21 + 8,33𝑗)
𝑍 = (3,26 + 8,36𝑗)
𝑍 = (0,38 + 0,94𝑗)
𝑍 = (4,76 + 14,79𝑗)
𝑍 = (4,5 + 14,79𝑗)
𝑍 = (12 + 23,31𝑗)
𝑍 = (1,85 + 9,51𝑗)
𝑍 = (8,17 + 26,22𝑗)
𝑍 = (0,92 + 4,71𝑗)
𝑍 = (1,92 + 6,63𝑗)
𝑍 = (1,92 + 6,63𝑗)
𝑍 = (0,12 + 1,29𝑗)
𝑍 = (0,1 + 1,02𝑗)
𝑍 = (0,42 + 2,01𝑗)
𝑍 = (1,45 + 7,47𝑗)
𝑍 = (11 + 46,8𝑗)
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
69
Продолжение таблицы 6.10
1
2
3
30 ВЛ 2хАС-300 (32,5 км)
31
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
𝑍 = (0,52 + 2,44𝑗)
Автотрансформатор 330 кВ, 200 МВА
ВЛ 2хАС-240 (13,55 км)
ВЛ 2хАС-240 (64,73 км)
ВЛ 2хАС-240 (114,65 км)
ВЛ 2хАС-240 (105,28 км)
Автотрансформатор 330 кВ, 200 МВА
ВЛ АС-240 (19,02 км), АС-150 (6,69 км)
ВЛ АС-240 (18,92 км), АС-150 (6,81 км)
ВЛ АС-300 (28,63 км)
ВЛ АС-240 (19 км), АС-150 (10,9 км)
ВЛ АС-150 (67,43 км)
ВЛ АС-240 (19 км), АС-150 (64,23 км)
𝑍 = 6,5𝑗
𝑍 = (0,15 + 0,618𝑗)
𝑍 = (1,032 + 4,838𝑗)
𝑍 = (3,778 + 14,378𝑗)
𝑍 = (3,104 + 11,844𝑗)
𝑍 = 6,35𝑗
𝑍 = (11,65 + 32,82𝑗)
𝑍 = (11,65 + 32,82𝑗)
𝑍 = (11,58 + 36,92𝑗)
𝑍 = (13,24 + 36,58𝑗)
𝑍 = (13,39 + 84,95𝑗)
𝑍 = (16,22 + 111,9𝑗)
По значениям сопротивлений элементов из таблицы 6.10 можно рассчитать
суммарное эквивалентное сопротивление от Талаховской ТЭС до шин 110 кВ
подстанции О-19 Полесск.
Преобразование и соответствующие расчеты схемы замещения с рисунка 6.12
приведены в приложении Д.
Итоговое эквивалентное сопротивление от шин Приморской ТЭС до шин 110 кВ
подстанции О-19 Полесск 𝑍эт составит 9,005 + 40,566𝑗 Ом.
Помимо найденного эквивалентного сопротивления, необходимо учесть
сопротивление генераторов и генераторных трансформаторов станции (рисунок 6.9).
Необходимые для этого данные представлены в таблицах 6.11, 6.12.
Рисунок 6.9 – Схема замещения для расчета сопротивления Талаховской ТЭС
Таблица 6.11 – Параметры генераторов Талаховской ТЭС
Обозначение
Г1
Г2
Сопротивление, Ом
0,211𝑗
0,213𝑗
Напряжение, кВ
11,34
11,34
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
70
Таблица 6.12 – Параметры трансформаторов Талаховской ТЭС
Обозначение
Мощность,
МВА
125
𝑍тф5
Сопротивление,
Ом
0,325 + 10,648𝑗
Коэффициент
трансформации
11,49
Перед расчетом сопротивление генераторов должно быть приведено к
напряжению 110 кВ:
𝑋′г4
2
(110 кВ)2
𝑈вн
= 𝑋г4 ∙ 2 = 0,211𝑗 ∙
= 19,854𝑗 Ом
(11,34 кВ)2
𝑈нн
(6.14)
2
(110 кВ)2
𝑈вн
=
0,213𝑗
∙
= 20,042𝑗 Ом
2
(11,34 кВ)2
𝑈нн
(6.15)
𝑋′г5 = 𝑋г5 ∙
Эквивалентное сопротивление от генераторов до шин 110 кВ Талаховской ТЭС
может быть найдено по формуле (6.16).
𝑍гт =
1
1
1
+
𝑋′г4 + 𝑍тф4 𝑋′г5 + 𝑍тф4
= 0,163 + 15,298𝑗 Ом
(6.16)
Суммарное сопротивление от генераторов Талаховской ТЭС до шин 110 кВ
подстанции О-19 составит:
𝑍тал = 𝑍гт + 𝑍эт = 9,168 + 55,863𝑗 Ом
(6.17)
6.5 Расчет схемы замещения относительно Маяковской ТЭС
По карте сетей Калининградской области была составлена схема замещения от
генераторов Маяковской ТЭС до шин подстанции О-19 Полесск (рисунок Г.5).
Схема на рисунке Г.5 будет разделена на 2 части:
Сопротивление от шин Маяковской ТЭС до подстанции О-19 (рисунок 6.10)
Сопротивление генераторов и генераторных трансформаторов Маяковской ТЭС
(рисунок 6.11)
На
рисунке
6.10
сопротивления
между
подстанциями
показаны
пронумерованными прямоугольниками. Прямоугольники обозначают какие-либо
элементы энергосистемы, которые имеют сопротивление. В прямоугольник может
входить более 1 элемента. Расшифровка содержимого прямоугольников представлена в
таблице 6.13. Все сопротивления приведены к напряжению 110 кВ.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
71
Рисунок 6.10 - Схема замещения от шин Маяковской ТЭС до О-19 Полесск
Таблица 6.13 – Скрытые в обозначениях элементы
№
1
3
4
5
6
7
8
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
34
35
36
37
38
Элемент системы
2
ВЛ АС-150 (13,62 км)
ВЛ АС-150 (1,63 км)
ВЛ АС-95 (4,03 км), ВЛ АС-70 (0,51 км)
ВЛ АС-95 (1,25 км)
ВЛ АС-240 (8,74 км)
ВЛ АС-240 (26,88 км)
ВЛ 2хАС-300 (18,136 км)
Автотрансформатор 330 кВ, 200 МВА
КВЛ АС-185 (4,66 км), КВЛ АС-240 (2,73 км),
ПвПу2г/185 (0,64 км)
КВЛ АС-185 (4,66 км), КВЛ АС-240 (2,73 км),
ПвПу2г/240 (0,64 км)
ПвПу2г/185 (1,02 км), АС-240 (1,2 км)
ВЛ АС-185 (7,65 км), АС-240 (1,37 км)
ПвПу2г/240 (1,02 км), АС-185 (7,68 км), АС-240 (2,42 км)
ВЛ АС-185 (8,1 км), АС-120 (6,75 км), 2хАС-95 (3,63 км)
ВЛ АС-120 (10,42 км)
ВЛ АС-185 (8,1 км), АС-120 (11,02 км)
ВЛ АС-120 (3,69 км)
ВЛ АС-240 (5,46 км)
ВЛ АС-240 (5,46 км)
ВЛ АС-120 (1,01 км)
ВЛ АС-120 (0,80 км)
ВЛ АС-120 (1,68 км)
ВЛ АС-120 (5,83 км)
ВЛ АС-95 (35,87 км)
ВЛ 2хАС-300 (32,5 км)
Автотрансформатор 330 кВ, 200 МВА
ВЛ 2хАС-240 (13,55 км)
ВЛ 2хАС-240 (64,73 км)
ВЛ 2хАС-240 (114,65 км)
ВЛ 2хАС-240 (105,28 км)
Автотрансформатор 330 кВ, 200 МВА
Величина сопротивления, Ом
3
𝑍 = (2,86 + 17𝑗)
𝑍 = (0,66 + 4,14𝑗)
𝑍 = (1,37 + 5,91𝑗)
𝑍 = (0,39 + 1,65𝑗)
𝑍 = (1,88 + 5,85𝑗)
𝑍 = (5,78 + 18𝑗)
𝑍 = (0,29 + 1,36𝑗)
𝑍 = 6,5𝑗
𝑍 = (3,21 + 8,33𝑗)
𝑍 = (3,26 + 8,36𝑗)
𝑍 = (0,38 + 0,94𝑗)
𝑍 = (4,76 + 14,79𝑗)
𝑍 = (4,5 + 14,79𝑗)
𝑍 = (12 + 23,31𝑗)
𝑍 = (1,85 + 9,51𝑗)
𝑍 = (8,17 + 26,22𝑗)
𝑍 = (0,92 + 4,71𝑗)
𝑍 = (1,92 + 6,63𝑗)
𝑍 = (1,92 + 6,63𝑗)
𝑍 = (0,12 + 1,29𝑗)
𝑍 = (0,1 + 1,02𝑗)
𝑍 = (0,42 + 2,01𝑗)
𝑍 = (1,45 + 7,47𝑗)
𝑍 = (11 + 46,8𝑗)
𝑍 = (0,52 + 2,44𝑗)
𝑍 = 6,5𝑗
𝑍 = (0,15 + 0,618𝑗)
𝑍 = (1,032 + 4,838𝑗)
𝑍 = (3,778 + 14,378𝑗)
𝑍 = (3,104 + 11,844𝑗)
𝑍 = 6,35𝑗
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
72
Продолжение таблицы 6.14
1
39
40
41
42
43
44
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
2
ВЛ АС-240 (19,02 км), АС-150 (6,69 км)
ВЛ АС-240 (18,92 км), АС-150 (6,81 км)
ВЛ АС-300 (28,63 км)
ВЛ АС-240 (19 км), АС-150 (10,9 км)
ВЛ АС-150 (67,43 км)
ВЛ АС-240 (19 км), АС-150 (64,23 км)
ВЛ 2хАС-240 (3,9 км)
ВЛ АС-185 (26,79 км)
ВЛ АС-150 (18,9 км), АС-185 (5,29 км)
ВЛ АС-150 (29,21 км)
ВЛ АС-95 (25,08 км)
ВЛ АЖ-120 (33,25 км)
ВЛ АЖ-120 (21,35 км)
ВЛ АС-120 (20,6 км)
ВЛ АС-95 (23,21 км)
ВЛ АС-95 (47,04 км)
ВЛ АС-150 (0,275 км), АС-120 (39,805 км)
ВЛ АС-150 (12,82 км), АС-120 (2,81 км)
ВЛ АС-150 (9,56 км)
ВЛ АС-240 (2,04 км)
ВЛ АС-240 (68,26 км)
3
𝑍 = (11,65 + 32,82𝑗)
𝑍 = (11,65 + 32,82𝑗)
𝑍 = (11,58 + 36,92𝑗)
𝑍 = (13,24 + 36,58𝑗)
𝑍 = (13,39 + 84,95𝑗)
𝑍 = (16,22 + 111,9𝑗)
𝑍 = (1,02 + 3,06𝑗)
𝑍 = (3,18 + 29,85𝑗)
𝑍 = (4,6 + 30,36𝑗)
𝑍 = (6,1 + 36,45𝑗)
𝑍 = (8,3 + 32,27𝑗)
𝑍 = (9 + 42,2𝑗)
𝑍 = (5,76 + 27,1𝑗)
𝑍 = (6,8 + 26,5𝑗)
𝑍 = (7,66 + 29,9𝑗)
𝑍 = (15,5 + 60,5𝑗)
𝑍 = (24,53 + 50,5𝑗)
𝑍 = (3,4 + 29,56𝑗)
𝑍 = (2 + 12𝑗)
𝑍 = (0,84 + 7,82𝑗)
𝑍 = (9 + 81,8𝑗)
По значениям сопротивлений элементов из таблицы 6.13 можно рассчитать
суммарное эквивалентное сопротивление от Маяковской ТЭС до шин 110 кВ
подстанции О-19 Полесск.
Преобразование и соответствующие расчеты схемы замещения с рисунка 6.15
приведены в приложении Д.
Итоговое эквивалентное сопротивление от шин Приморской ТЭС до шин 110 кВ
подстанции О-19 Полесск 𝑍эм составит 18,488 + 83,84𝑗 Ом.
Помимо найденного эквивалентного сопротивления, необходимо учесть
сопротивление генераторов и генераторных трансформаторов станции (рисунок 6.16).
Маяковская и Талаховская ТЭС – однотипные станции, поэтому параметры генераторов
и трансформаторов Маяковской ТЭС совпадают с Талаховской ТЭС и были приведены
в таблицах 6.11, 6.12.
Рисунок 6.11 – Схема замещения для расчета сопротивления Маяковской ТЭС
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
73
Эквивалентное сопротивление от генераторов до шин 110 кВ Маяковской ТЭС
может быть найдено по формуле (6.18).
𝑍гм =
1
1
1
+
𝑋′г4 + 𝑍тф4 𝑋′г5 + 𝑍тф4
= 0,163 + 15,298𝑗 Ом
(6.18)
Суммарное сопротивление от генераторов Маяковской ТЭС до шин 110 кВ
подстанции О-19 составит:
𝑍маяк = 𝑍гм + 𝑍эм = 18,651 + 98,778𝑗 Ом
(6.19)
6.6 Расчет общей схемы замещения
С учетом известных сопротивлений от всех крупных электростанций области до
шины 110 кВ подстанции О-19 была составлена общая схема замещения
рассматриваемого участка энергосистемы (рисунок 6.12).
Рисунок 6.12 – Общая схема замещения
Осталось найти неизвестные сопротивления на схеме и привести ее к более
простому виду.
Для этого понадобятся данные
трансформатора, генераторов и линий.
о
сопротивлении
трехобмоточного
Согласно таблице 2.3 в блок ГПУ устанавливается генератор ГСД-2200-1000. Его
паспортные данные представлены в таблице 6.14 [48].
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
74
Таблица 6.14 – паспортные данные генератора ГСД-2200-1000
Название параметра
Марка синхронного генератора
Номинальная мощность
Номинальное напряжение
Сверхпереходное сопротивление
Единицы измерения
кВт
кВ
о.е.
Значение
ГСД-2200-1000
2250
10,5
0,148
Сверхпереходное индуктивное сопротивление генератора в относительных
единицах нужно пересчитать в омы и привести к напряжению 110 кВ:
𝑋𝑑′′
=
𝑋𝑑′′ (о. е. )
2
(10,5 кВ)2 (110 кВ)2
𝑈 2 𝑈вн
∙
∙ 2 = 0,148 ∙
∙
= 701,994𝑗 Ом
𝑃
2,25 МВт (10 кВ)2
𝑈нн
𝑐𝑜𝑠𝜑
0,8
(6.20)
Параметры трансформатора представлены в таблице 6.15
Таблица 6.15 – Паспортные данные трансформатора
Тип
ТДТН-16000/110
Sном,
МВА
16000
Uвн,
кВ
115
Ucн,
кВ
22
Uнн,
кВ
11
Pкз,
кВт
90
ВН-СН
10,5
uкз, %
ВН-НН СН-НН
17,5
6,5
Определяется напряжение короткого замыкания для каждой обмотки:
𝑢кзВ = 0,5 ∙ (𝑢кзВ−С + 𝑢кзВ−Н − 𝑢кзС−Н ) = 0,5 ∙ (10,5 + 17,5 − 6,5) = 10,75 %
(6.21)
𝑢кзС = 0,5 ∙ (𝑢кзВ−С + 𝑢кзС−Н − 𝑢кзВ−Н ) = 0,5 ∙ (10,5 + 6,5 − 17,5) = −0,25 %
(6.22)
𝑢кзН = 0,5 ∙ (𝑢кзВ−Н + 𝑢кзС−Н − 𝑢кзВ−С ) = 0,5 ∙ (17,5 + 6,5 − 10,5) = 6,75 %
(6.23)
Определяется значения сопротивлений обмоток:
𝑢кзВ 𝑈 2
10,75 (110 кВ)2
𝑍В =
∙
=
∙
= 81,297𝑗 Ом
100 𝑆ном
100
16 МВА
(6.24)
𝑢кзС 𝑈 2
−0,25 (110 кВ)2
𝑍С =
∙
=
∙
= −1,891𝑗 Ом
100 𝑆ном
100
16 МВА
(6.25)
𝑍Н =
𝑢кзН 𝑈 2
6,75 (110 кВ)2
∙
=
∙
= 51,047𝑗 Ом
100 𝑆ном 100 16 МВА
(6.26)
В пункте 5.3 был найден ток утяжеленного режима для линий Zл1, который
составляет 341,85 А. По этому току для расчета схемы замещения может быть выбран
провод АС-120/19, номинальный ток которого составляет 390 А. Ориентировочное
сопротивление такого провода составляет 0,249 + 0,4𝑗 Ом⁄км. Длина провода составит
не более 150 м. Сопротивление провода рассчитано по формуле 6.27.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
75
𝑍л1 = 𝑍120/19 ∙ 𝐿 = 0,249 + 0,4𝑗 ∙ 0,15 = 0,037 + 0,06𝑗 Ом
(6.27)
Теперь можно рассчитать недостающие сопротивления. Сопротивление между
Генераторами и РУ 10 кВ станции составит:
𝑋пст
𝑋𝑑′′ 701,994
=
=
= 350,997𝑗 Ом
2
2
(6.28)
Сопротивление со стороны РУ 10 кВ станции:
𝑍10 =
𝑍л1 + 𝑍Н 0,037 + 0,06𝑗 + 51,047𝑗
=
= 0,019 + 25,553𝑗 Ом
2
2
(6.29)
Сопротивление со стороны 15 кВ подстанции:
𝑍15 =
𝑍С −1,891𝑗
=
= −0,946𝑗 Ом
2
2
(6.30)
Сопротивление со стороны 110 кВ подстанции:
𝑍110 =
𝑍В 81,297𝑗
=
= 40,648𝑗 Ом
2
2
(6.31)
Эквивалентное сопротивление от всех крупных станций области:
𝑍кст =
1
1
1
1
1
1
+
+
+
+
𝑍тэц2 𝑍прег 𝑍прим 𝑍тал 𝑍маяк
= 1,895 + 10,482𝑗 Ом
(6.32)
По найденным сопротивлениям может быть составлена итоговая эквивалентная
схема замещения рассматриваемого участка энергосистемы от крупных генерирующих
мощностей области до подстанции О-19 и проектируемой станции (рисунок 6.13).
Рисунок 6.13 – Итоговая схема замещения
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
76
6.7 Расчет токов короткого замыкания на шинах подстанции и станции
Расчет токов короткого замыкания будет вестись для 3 точек на итоговой схеме
замещения (рисунок 6.14).
Рисунок 6.14 – Рассматриваемые точки короткого замыкания
Сопротивления со стороны проектируемой станции и крупных электростанций
области (системы) в 3 рассматриваемых точках КЗ приведены в таблице 6.16.
Таблица 6.16 – Сопротивления со стороны станции и системы в точках КЗ
Точка
Сопротивление со стороны системы, Ом
Сопротивление со стороны станции, Ом
КЗ1
𝑍кст = 1,895 + 10,482𝑗 Ом
𝑍пст + 𝑍10 + 𝑍110 = 0,019 + 416,978𝑗
КЗ2
𝑍кст + 𝑍110 + 𝑍15 = 1,895 + 50,148𝑗
𝑍пст + 𝑍10 + 𝑍15 = 0,019 + 375,604𝑗
КЗ3
𝑍кст + 𝑍110 + 𝑍10 = 1,914 + 76,683𝑗
𝑍пст = 350,997𝑗
По величинам из таблицы 6.16 по формуле (6.33) можно рассчитать ток КЗ во всех
трех точках на напряжении 110 кВ:
𝐼кз =
𝐼кз1 = |
𝐼кз2 = |
𝐸
√3 ∙ 𝑍системы
110 кВ
√3 ∙ (1,895 + 10,482𝑗)
110 кВ
√3 ∙ (1,895 + 50,148𝑗)
𝐼кз3 = |
+
+
+
𝐸
(6.33)
√3 ∙ 𝑍станцции
110 кВ
√3 ∙ (0,019 + 416,978𝑗)
110 кВ
√3 ∙ (0,019 + 375,604𝑗)
110 кВ
√3 ∙ (1,914 + 76,683𝑗)
+
110 кВ
√3 ∙ (350,997𝑗)
| = 6112,25 А
| = 1433,58 А
| = 1008,82 А
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
77
Информация о составе тока КЗ1 по электростанциям области сведена в таблицу
6.17.
Таблица 6.17 – Состав тока 𝐼кз1
Электростанция
ТЭЦ-2
Прегольская ТЭС
Приморская ТЭС
Талаховская ТЭС
Маяковская ТЭС
Проектируемая
станция
Сопротивление до точки КЗ1, Ом
6,753 + 35,367𝑗
8,496 + 43,499𝑗
9,688 + 61,962𝑗
9,168 + 55,4863𝑗
18,651 + 98,778𝑗
0,019 + 416,978𝑗
Всего
Ток КЗ, А
1762,97
1432,22
1012,15
1121,29
631,47
152,15
Доля от полного тока КЗ1
28,85 %
23,43 %
16,56 %
18,34 %
10,33 %
2,49 %
6112,25
100%
Информация о составе токов КЗ2 и КЗ3 по электростанциям области сведена в
таблицу 6.18. Токи при этом приведены на соответствующее им напряжение: 15 кВ для
точки КЗ2 и 10 кВ для точки КЗ3.
Таблица 6.18 – Состав токов 𝐼кз2 и 𝐼кз3
Электростанция
ТЭЦ-2
Прегольская ТЭС
Приморская ТЭС
Талаховская ТЭС
Маяковская ТЭС
Проектируемая
станция
Всего
Ток КЗ, А
2025,03
1956,61
1817,79
1861,42
1590,60
Точка КЗ2
Доля от полного тока
19,26 %
18,61 %
17,29 %
17,71 %
15,13 %
Ток КЗ, А
1928,85
1886,83
1798,06
1826,44
1643,07
Точка КЗ3
Доля от полного тока
17,38 %
17,00 %
16,20 %
16,46 %
14,81 %
1261,48
12,00 %
2013,77
18,15 %
10512,92
100 %
11097,02
100 %
Для расчета ударного тока короткого замыкания нужно найти величину ударного
коэффициента. Для этого необходимо знать значения постоянной времени 𝑇а и полное
время отключения выключателя 𝑡в . Постоянная времени для системы 𝑇а.С. будет
неизменна на разном напряжении ввиду того, что все генерирующие мощности системы
находятся на большом удалении. Постоянная времени для станции 𝑇а.ст. будет одинакова
в точках КЗ1 и КЗ2 (ввиду нахождения за трансформатором) и отличаться в точке КЗ3
по причине максимальной близости к генераторам.
Точка КЗ1 относительно системы имеет 𝑇а.С. = 0,02 с,а относительно
проектируемой станции 𝑇а.С. = 0,09 с . Время полного отключения выключателя
принимается 0,045 с [46,49].
Точка КЗ2 относительно проектируемой станции имеет 𝑇а.С. = 0,09 с .
Точка КЗ3 относительно проектируемой станции имеет 𝑇а.С. = 0,106 с .
Значение ударного коэффициента и ударного тока можно найти по формулам
(6.34,6.35).
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
78
−𝑡
(6.34)
𝐾уд = (1 + 𝑒 Та )
𝑖уд = 𝐾уд ∙ √2 · 𝐼п0
(6.35)
Результаты расчетов ударного коэффициента и ударного тока короткого
замыкания по формулам (6.56,6.57) для точек КЗ1-КЗ3 представлены в таблице 6.19.
Токи приведены к соответствующим точкам КЗ напряжениям.
Таблица 6.19 – Расчет ударного тока короткого замыкания
Номер точки КЗ
Ударный коэффициент системы
Ударный коэффициент станции
Ударный ток КЗ от системы, А
Ударный ток КЗ от станции, А
Суммарный ударный ток КЗ, А
КЗ1
КЗ2
1,105
1,607
9317,24
345,68
9662,9
14457,3
2866,9
17324,2
КЗ3
1,654
14194,5
4710,4
18904,9
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
79
7 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ПОДСТАНЦИИ И СТАНЦИИ
По результатам детального обследования подстанции комиссия сделала
заключение, что подстанции требуется комплексная реконструкция [41].
Для замены всей подстанции лучшим решением была бы замена на комплектную
трансформаторную подстанцию высокой заводской готовности, но в данном случае это
невозможно ввиду того, что комплектные решения выполняются на напряжения
110/35/6(10) кВ и 110/6(10) кВ. Такие напряжения КТП обусловлены спецификой
электрических сетей России, в которых эти подстанции 110 кВ являются наиболее
востребованными. Для установки на особое напряжение распределительных сетей
Калининградской области 15 кВ подошла бы комплектная подстанция 110/20 кВ, но
такие решения у отечественных производителей отсутствует.
7.1 Выбор оборудования на напряжение 110 кВ подстанции
Для установки на сторону напряжения 110 кВ подстанции О-19 необходимо
выбрать следующее оборудование:
Ошиновка
Выключатели
Разъединители
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Ограничители перенапряжений
7.1.1 Выбор ошиновки 110 кВ
Для выполнения сборных шин ОРУ 110 кВ выбрана жесткая ошиновка фирмы
«ЗЭТО».
Применение жесткой ошиновки позволит уменьшить затраты металла на 30-50 %,
железобетона на 10-20 %, сократить объёмы строительно-монтажных работ на величину
до 25 %.
Для РУ с жесткой ошиновкой не требуется порталов, такая ошиновка удобна для
сборки и обслуживания (рисунок 7.1). Соединение с электрическим оборудованием и
аппаратами осуществляется посредством гибких спусков [50].
Паспортные данные жесткой ошиновки ОРУ 110 кВ фирмы «ЗЭТО»
представлены в таблице 7.1.
Проверка ошиновки будет произведена путем сравнения паспортных данных и
расчетных величин с занесением их в таблицу 7.2.
Изм.
Лист
Разраб.
Провер.
Руков.
Н. Контр.
Утв.
№ докум.
Шульган В.И.
Харитонов М.С.
Харитонов М.С.
Сивухо М.Э.
Белей В.Ф.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
Лит.
Выбор оборудования
для подстанции и
станции
Лист
Листов
80
22
ФГБОУ ВО «КГТУ»
Кафедра ЭС и ЭЭ
Группа 16–ЭЭ
Рисунок 7.1 – Жесткая ошиновка ОРУ
Таблица 7.1 – Паспортные данные жесткой ошиновки ОРУ 110 кВ
𝑈н.раб. , кВ
126
Название
Ошиновка ОРУ-110 кВ
𝐼н , А
2000
𝑖дин , кА
102
𝐼тер , кА
40
𝑆г.с. ., мм
120-500
Таблица 7.2 – Проверка ошиновки
Параметр
Наибольшее рабочее напряжение𝑈н.раб. , кВ
Номинальный ток 𝐼н , А
Электродинамическая стойкость 𝑖дин , кА
2
Термическая стойкость 𝐼тер
∙ 𝑡, кА2 ∙ с
Паспортное
значение
126
2000
102
4800
Расчетное
значение
121,96
700,13
9,66
39,012
Паспортное и расчетное значение интеграла Джоуля в таблице 7.2 найдены по
формулам (7.1,7.2).
𝐵к.Расч
𝐵к.Пасп = 𝐼тер 2 · 𝑡
𝐵к.Расч = 𝐼кз 2 · (𝑡защ + 𝑡в )
𝐵к.Пасп = 402 · 3 = 4800 кА2 ∙ с
= 6,112 · (1 + 0,045) = 39,012 кА2 ∙ с
(7.1)
(7.2)
Помимо жесткой ошиновки должны быть выбраны и провода для использования
в качестве гибких спусков. Они будут выбираться по максимальному току, который
может по ним пройти – 700,13 А. Для гибких спусков ко всем выключателям и
разъединителям 110 кВ (кроме трансформаторных) выбран провод АС-300/39 с
длительно допустимой токовой нагрузкой вне помещений 710 А. Для выполнения
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
81
гибких спусков к трансформаторам и трансформаторным разъединителям с
максимальным током в 83,2 А выбран провод АС-16/2,7 с длительно допустимой
токовой нагрузкой вне помещений 111 А.
7.1.2 Выбор выключателей 110 кВ
Актуальными решениями для применения в качестве выключателей на
сегодняшний момент являются вакуумные выключатели 110 кВ.
Преимуществами вакуумного выключателя перед элегазовым очевидны [51]:
Среда дугогашения элегазового выключателя снижает свои диэлектрические
свойства из-за увеличения количества продуктов разложения в составе газа с
увеличением числа коммутационных операций. Вакуум же сохраняет свои
диэлектрические свойства в течении всего срока эксплуатации;
Число циклов включений-отключений у вакуумного выключателя в 2 раза выше,
чем у элегазового выключателя;
Вакуумные выключатели не требуют технического обслуживания в течении
всего периода эксплуатации;
Низкие сроки и затраты на монтаж;
Ввиду меньшего количества подвижных элементов надежность вакуумных
выключателей выше;
Утилизация вакуумных выключателей экологически чище, чем элегазовых.
По этим причинам был выбран вакуумный выключатель 110 кВ ВРС-110 фирмы
«Высоковольтный союз» (рисунок 7.2). Выключатели этой фирмы отвечают
современным требованиям качества и надежности.
Рисунок 7.2 – Выключатель ВРС-110
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
82
Паспортные данные выключателя сведены в таблицу 7.3.
Таблица 7.3 – Паспортные данные вакуумного выключателя ВРС-110 с встроенным ТТ
Параметр
Выключатель ВРС-110 III-31,5/2500 УХЛ1
Наибольшее рабочее напряжение, кВ
Номинальный ток, А
Номинальный ток отключения, кА
Начальное действующее
Ток включения, значение периодической
составляющей
кА
Наибольший пик
Ток Э/Д стойкости
Ток 3-сек термической
Сквозной ток
стойкости
КЗ, кА
Начальное действующее
значение периодической
составляющей
Процентное содержание апериодической
составляющей, %
Собственное время отключения, мс, не более
Номинальный ток встроенного ТТ, А
126
2500
31,5
31,5
81
81
31,5
31,5
40
0,45
50 - 2000
Производитель предлагает 2 варианта вакуумного выключателя ВРС-110: со
встроенными трансформаторами тока и без. Для установки в схему 110-5Н на шину 110
кВ подстанции выбран выключатель со встроенными трансформаторами тока.
Токи нормальных и утяжеленных режимов выключателей 110 кВ сведены в
таблицу 7.4.
Таблица 7.4 - Токи нормальных и утяжеленных режимов выключателей 110 кВ
Выключатель
Q1
Q2
Q3
Ток нормального режима, А
700,13
664,16
617,14
Ток утяжеленного режима, А
700,13
700,13
617,14
Проверка параметров выключателя представлена в таблице 7.5.
Таблица 7.5 – Проверка выключателя ВРС-110
Параметр
Наибольшее рабочее напряжение 𝑈н.раб. , кВ
Номинальный ток 𝐼н , А
Отключающая способность 𝐼откл , кА
Отключающая способность 𝑖откл , кА
Включающая способность 𝐼вкл , кА
Включающая способность 𝑖вкл , кА
Электродинамическая стойкость 𝑖дин , кА
Термическая стойкость 𝐵к , кА2 ∙ с
Паспортное значение
126
2500
31,5
57,7
31,5
81
81
2977
Расчетное значение
121,96
700,13; 617,14
6,11
9,66
6,11
9,66
9,66
39,012
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
83
В таблице 7.5 расчет отключающей способности 𝑖откл был выполнен по формуле (7.3).
𝑖откл.Пасп. = √2 · 𝐼кз1 · 𝛽 · 0,01
𝑖откл.Пасп. = √2 · 81кА · 40% · 0,01 = 57,7 кА
(7.3)
7.1.3 Выбор разъединителей 110 кВ
Для установки в качестве разъединителей в схему 110-5Н стороны напряжения
110 кВ выбраны разъединители серии РГ фирмы «ЗЭТО». Эти разъединители обладают
следующими преимуществами [52]:
Низкие значения переходного сопротивления контактов;
Контактные выводы позволяют присоединять и жесткую и гибкую ошиновку;
Элементы конструкции выполнены со стойким антикоррозийным покрытием;
В основании поворотных колонок применены закрытые подшипники, не
требующие обслуживания в течении всего срока эксплуатации;
Ввиду поставки в отрегулированном состоянии позволяют экономить на
монтаже.
Паспортные данные разъединителя серии РГ (рисунок 7.3) представлены в
таблице 7.6.
Рисунок 7.3 – Габаритные размеры трехполюсных разъединителей серии РГ
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
84
Таблица 7.6 – Паспортные данные разъединителя РГ-110/1000 УХЛ1
𝑈н.раб , кВ
126
Название
РГ-110/1000 УХЛ1
𝐼н , А
1000
𝑖дин , кА
80
𝐼тер , кА
31,5
Рассмотрим все разъединители на схеме РУ 110 кВ (рисунок 7.4).
Рисунок 7.4 – Разъединители схемы 110-5Н
Номинальный ток разъединителей QS1-QS10 соответствует оборудованию, у
которого они установлены. Величины тока у разъединителей сведены в таблицу 7.7.
Таблица 7.7 – Номинальные токи разъединителей
Разъединитель
QS1
QS2
QS3
QS5
QS4
QS6
QS7
QS8
QS9
QS10
Номинальный ток
Идентичен току ремонтной перемычки - 700,13 А
Идентичен току выключателя Q1 - 700,13 А
Идентичен току выключателя Q3 - 700,13 А
Идентичен току выключателя Q3 - 617,14 А
Идентичен току трансформатора Т1 – 83,2 А
Идентичен току трансформатора Т2 – 83,2 А
Проверка разъединителей будет произведена путем сравнения паспортных данных
оборудования и расчетных величин с занесением их в таблицу 7.8.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
85
Таблица 7.8 – Проверка разъединителя РГ-110/1000 УХЛ1
Параметр
Наибольшее рабочее напряжение 𝑈н.раб, кВ
Номинальный ток 𝐼н , А
Электродинамическая стойкость 𝑖дин , кА
2
Термическая стойкость 𝐼тер
∙ 𝑡, кА2 ∙ с
Паспортное значение
126
1000
80
2977
Расчетное значение
121,96
700,13/617,14/83,2
9,66
39,012
Паспортное и расчетное значение интеграла Джоуля в таблице 7.8 найдены по
формулам (7.1,7.2).
7.1.4 Выбор трансформаторов тока 110 кВ
В схеме 110-5Н предусматривается установка 4 трансформаторов тока (рисунок
7.5).
Рисунок 7.5 – Расположение трансформаторов тока в схеме 110-5Н
Для установки в схему на шину 110 кВ подстанции выбран был выключатель со
встроенными трансформаторами тока (рисунок 7.6).
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
86
Рисунок 7.6 – Выключатель ВРС-110 с встроенным трансформаторов тока типа ТФЗМ
В комплекте с выключателем могут идти следующие типы трансформаторов тока:
ТОГ, IMB, TG, ТРГ, ТФЗМ. Их параметры представлены в таблице 7.9.
Таблица 7.9 – Параметры предлагаемых к установке ТТ в комплекте с выключателем
Тип ТТ
ТОГ 123
IMB 145
TG 145N
ТРГ 110
ТФЗМ 123
Номинальный
первичный ток, А
50;75;100;150;200
500-3000
150-300; 200-400;
250-500; 300-600;
400-800; 800-1600;
200-400-800;
300-600-1200;
400-800-1600;
500-1000-2000;
50-100; 75-150;
100-200; 150-300;
200-400; 300-600;
400-800
Измерений
0,2(S); 0,5
0,2; 0,5; 1,0
Защиты
5P; 10P
5P
Ток 3-сек
термической
стойкости, кА
10
-
0,2; 0,5
5P; 10P
20
80
-
5P
-
-
0,2(S);
0,5(S)
10P
26-52; 34-58
79-158;
106-212
Класс точности
Ток Э/Д
стойкости,
кА
40
-
По таблице 7.9 выбран трансформатор тока ТФЗМ 123 ввиду подходящего
диапазона номинального тока и высокой точности учета измерений (рисунок 7.7,7.8).
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
87
Рисунок 7.7 – Габаритные, установочные и присоединительные размеры выключателя
вакуумного ВРС-110 с трансформатором тока ТФЗМ 123
Рисунок 7.8 - Выключатель вакуумный ВРС-110 с трансформатором тока ТФЗМ 123.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
88
Для выбора номинального тока встроенного ТТ нужно рассмотреть его режимы
работы на подстанции с упором на нахождение наименьших значений для нормального
режима и наибольших для утяжеленного оценки точности работы:
1. Режим работы подстанции только на местную нагрузку без осуществления
перетока мощности между ПС О-24 и ПС О-3, Летний минимум нагрузки.
Номинальный ток по трансформатору тока ТА1 составляет 14,8 А; ТА2 – 21,9 А;
ТА3 – 9,7 А [41].
2. Режим работы подстанции на местную нагрузку и осуществление перетока
мощности между ПС О-24 и ПС О-3. Ремонт силового трансформатора Т1.
Максимальный ток по трансформатору тока ТА1 составляет 700,13 А; ТА2 –
664,16 А; ТА3 – 700,13 А.
С увеличением разности между номинальным током ТТ и током первичной
обмотки увеличивается погрешность измерений. Трансформатор с номинальным
значением
тока
400-800 А не подходит ввиду того, что минимальный ток встроенных в выключатель
трансформаторов составляет 2,4% для Q3, 3,7% для Q2 и 5,5% для Q1 от номинального.
Разность в величине тока нормального и наиболее тяжелого режима крайне
высока. Это требует установки трансформатора тока с возможностью переключения
числа витков первичной обмотки. Это сделает трансформаторы тока дороже, но
позволит им функционировать в любых режимах работы подстанции без недопустимых
отклонений по точности измерений, изложенных в ПУЭ [53].
Проверка параметров встроенного трансформатора тока представлена в таблице
7.10.
Таблица 7.10 – Проверка встроенного ТТ
Параметр
Наибольшее рабочее напряжение 𝑈н.раб, кВ
Номинальный ток 𝐼н , А
Электродинамическая стойкость 𝑖дин , кА
Термическая стойкость 𝐵к , кА2 ∙ с
Паспортное значение
126
50-100
400-800
79
2028
Расчетное значение
121,96
9,7-21,9
664,16-700,13
9,66
39,012
Значение интеграла Джоуля в таблице 7.10 найдено по формулам (7.1,7.2).
Последний трансформатор схемы ТА4 установлен в ремонтной перемычке.
Рационально было бы установить там такой же трансформатор, как и выбранные ранее
ТТ, встроенные в выключатели. Применение однотипного оборудования облегчает
обслуживание и уменьшает затраты на транспортировку, регулировку и монтаж.
В любом режиме работы ток ремонтной перемычки не меньше минимального
расчетного тока и не больше максимального расчетного тока из таблицы 7.9. По этой
причине для четвертого трансформатора тока ТФЗМ 123 никакие дополнительные
проверки, кроме проведённых в таблице 7.9 не нужны.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
89
7.1.5 Выбор трансформаторов напряжения 110 кВ
В схему 110-5Н устанавливается два трансформатора напряжения (рисунок 7.5).
Для применения на подстанции выбраны трансформаторы напряжения фирмы
«ЗЭТО» ЗНОГ-110 (рисунок 7.9).
Рисунок 7.9 – Группа из 3 трансформаторов напряжения ЗНОГ-110
Выбранный трансформатор обладает следующими преимуществами:
Взрыво- и пожаробезопасное исполнение;
Применение элегазовой изоляции с низким уровнем утечек;
Поставка на раме под три трансформатора или на опорных стойках.
Паспортные данные трансформатора напряжения ЗНОГ-110 приведены в таблице
7.11.
Таблица 7.11 – Паспортные данные трансформатора напряжения ЗНОГ-110
Тип ТН
ЗНОГ-110
Номинальное
напряжение, кВ
110⁄√3
Класс точности
Измерений
Защиты
0,2; 0,5; 1,0
3P
Утечка газа в год, %
0,1
Данный трансформатор удовлетворяет требованиям по точности измерений.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
90
7.1.6 Выбор ограничителей перенапряжений 110 кВ
Ограничители перенапряжений служат для защиты оборудования подстанции от
коммутационных и грозовых перенапряжений. Они должны быть установлены со
стороны всех отходящих от подстанции воздушных линий и со всех сторон от
трансформаторов. Параметры ОПН-П1-110/77/10/2 (рисунок 7.10) фирмы «ЗЭТО»
представлены в таблице 7.12.
Рисунок 7.10 – ОПН 110 кВ производства «ЗЭТО»
Таблица 7.12 – Параметры ОПН
Название
ОПН-П1-110/88/10/2
Номинальное
напряжение, кВ
110
Разрядный
ток, кА
10
Предельный ток
КЗ, кА
40
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
91
7.2 Выбор оборудования на напряжение 15 кВ подстанции
Актуальными решениями для выполнения РУ подстанций 6-35 кВ являются
комплектные распределительные устройства (рисунок 7.11).
Рисунок 7.11 – Ряд ячеек КРУ
Преимуществами применения КРУ является
обслуживания, безопасность, широкий выбор опций.
их
надежность,
удобство
КРУ производятся на напряжение 3, 6, 20, 35 кВ. Некоторые производители
предлагают КРУ на 15 кВ, но с некоторыми дополнительными условиями.
На низкой стороне подстанции О-19 решено установить КРУ на напряжение 20
кВ, а не 15 кВ по следующим причинам:
Размер шкафов и большинство встраиваемого в ячейки 15 кВ оборудования
(выключатели, ТТ, ТН, ОПН) все равно будет на номинальное напряжение 20 кВ.
Перспектива будущего роста напряжения распределительных сетей города
Полесск до напряжения 20 кВ.
Для установки на подстанции выбрано КРУ СЭЩ-70-20 на напряжение 20 кВ
фирмы «Самара Электрощит». Этот производитель предлагает ячейки с максимальной
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
92
вариативностью электрических соединений главных схем, которые могут быть
помещены в ячейки КРУ.
Основные технические характеристики ячеек КРУ СЭЩ-70-20 приведены в
таблице 7.13.
Таблица 7.13 – Технические характеристики КРУ СЭЩ-70-20
Параметр
Номинальное напряжение, кВ
Наибольшее рабочее напряжение, кВ
Номинальный ток главных цепей, А
Номинальный ток сборных шин, А
Номинальный ток отключения выключателя, кА
Ток термической стойкости, кА
Ток электродинамической стойкости, кА
Габаритные размеры, ШхВхГ, мм
Ячейка КРУ СЭЩ-70-20
20
24
630, 1000, 1600, 2000, 2500
1000, 1600, 2000, 2500
16, 20, 25
16, 20, 25
51, 64
750х2400х1599
Для установки на сторону напряжения 15 кВ подстанции О-19 необходимо
выбрать ячейки выключателей, а также следующее оборудование, являющееся частью
ячеек КРУ:
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Ограничители перенапряжений
Помимо этого, необходимо выбрать трансформаторы собственных нужд
подстанции.
7.2.1 Выбор выключателей 15 кВ
Ячейки КРУ СЭЩ-70 комплектуются выкатным вакуумным выключателем ВВУСЭЩ.
Ввиду небольшой токовой нагрузки, выбран выключатель с наименьшим
номинальным током – 630 А, наименьшим током отключения – 16 кА, термической – 16
кА и электродинамической стойкостью - 51 кА.
По рассчитанным в пункте 5.2 токам выключателей и принятым условиям по их
нагрузке, а также рисунку 5.4 была составлена таблица 7.14 с указанием токов
нормальных и утяжеленных режимов выключателей.
Таблица 7.14 – Токи нормальных и утяжеленных режимов выключателей 15 кВ
Выключатель
Q1кл-Q5кл
Q6кл-Q10кл
Q1т
Q2т
Qc
Ток нормального режима, А
52,13
70
260,65
349,5
-
Ток утяжеленного режима, А
350
350
610,15
610,15
349,5
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
93
По таблице 7.14 расчетное значение тока главных цепей выключателя может быть
принято 610,15 А.
Проверка выключателя ВВУ-СЭЩ-Э-20-16/630 приведена в таблице 7.15.
Таблица 7.15 – Проверка выключателя ВВУ-СЭЩ-Э-20-16/630
Параметр
Номинальное напряжение 𝑈н , кВ
Ток главных цепей 𝐼н , А
Отключающая способность 𝐼откл , кА
Отключающая способность 𝑖откл , кА
Включающая способность 𝐼вкл , кА
Включающая способность 𝑖вкл , кА
Электродинамическая стойкость 𝑖дин , кА
Термическая стойкость 𝐵к , кА2 ∙ с
Паспортное значение
20
630
16
51
16
51
51
768
Расчетное значение
15
610,15
10,51
17,32
10,51
17,32
17,32
115,43
Паспортное и расчетное значение интеграла Джоуля в таблице 7.15 найдены по
формулам (7.1,7.2).
7.2.2 Выбор трансформаторов тока 15 кВ
К установке в ячейку предусмотрены 2 вида трансформаторов тока: ТОЛ-СЭЩ и
ТСЛ-СЭЩ. В базовой комплектации установлен первый вариант.
Паспортные данные трансформатора тока ТОЛ-СЭЩ представлены в таблице
7.16.
Таблица 7.16 – Параметры ТТ ТОЛ-СЭЩ
Параметр
Номинальное напряжение, кВ
Номинальный первичный ток, А
Номинальный вторичный ток, А
Измерений
Класс точности вторичной
обмотки
Защиты
Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ
20
20-2500
5
0,2; 0,2(S); 0,5; 0,5(S)
5P, 10P
Термическая и электродинамическая стойкость этого ТТ идентична
выключателю, проверенному ранее, поэтому повторная проверка проводиться не будет.
Паспортный класс точности измерений и защиты ТОЛ-СЭЩ удовлетворяет
требованиям ПУЭ [53].
Выбор номинальных первичных токов ТТ для разных ячеек произведен в таблице
7.17.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
94
Таблица 7.17 – Выбор ТТ по токам первичной обмотки
Ячейка выключателя
Q1кл-Q5кл
Q6кл-Q10кл
Q1т
Q2т
Qc
Расчетный ток, А
52,13 - 350
70-350
260,65 – 610,15
349,5 – 610,15
349,5
Паспортный номинальный ток, А
400
400
700
700
400
При таком соотношении номинальных расчетных и паспортных значений тока
первичной обмотки точность измерений будет находиться в допустимых рамках.
7.2.3 Выбор трансформаторов напряжения 15 кВ
Для установки в ячейку КРУ предусмотрены следующие отечественные
трансформаторы напряжения: НОЛ-СЭЩ, ЗНОЛ-СЭЩ, НАЛИ-СЭЩ. Базовым
вариантом при этом является ТН ЗНОЛ-СЭЩ-20.
Паспортные данные трансформатора напряжения ЗНОЛ-СЭЩ представлены в
таблице 7.18.
Таблица 7.18 – Параметры ТН ЗНОЛ-СЭЩ
Тип ТН
ЗНОЛ-СЭЩ
Номинальное
напряжение, кВ
20
Класс точности
Измерений
Защиты
0,2; 0,5; 1,0; 3,0 3, 3P, 6P
Номинальное напряжение
вторичной обмотки, В
100⁄√3
Данный трансформатор удовлетворяет требованиям по точности измерений.
7.2.4 Выбор ограничителей перенапряжений 15 кВ
КРУ комплектуется ограничителем перенапряжений ОПН-П/ЗЭУ-20/24/10/550
классом напряжения 20 кВ. Его параметры приведены в таблице 7.19.
Таблица 7.19 – Параметры комплектного ОПН
Название
ОПН-П/ЗЭУ
Номинальное
напряжение, кВ
20
Наибольшее допустимое
рабочее напряжение, кВ
24
Разрядный Ток пропускной
ток, кА
способности, кА
10
550
7.2.5 Выбор трансформаторов собственных нужд 15 кВ
Для обеспечения собственных нужд подстанции О-19 должна быть
предусмотрена установка на стороне напряжения 15 кВ двух трансформаторов
собственных нужд.
Для установки в ячейки КРУ предусмотрен трансформатор собственных нужд
ТЛС-СЭЩ на номинальные мощности 25, 40, 63, 100, 160 кВА.
Ввиду того, что фактическая нагрузка собственных нужд подстанции неизвестна,
допускается расчет мощности ТСН двухтрансформаторных подстанций по формуле
(7.6), где мощность каждого ТСН составляет 0,5% от мощности силового
трансформатора [54]:
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
95
𝑆ТСН =
0,5%
∙ 𝑆 = 0,005 ∙ 16 МВА = 80 кВА
100 Т
(7.6)
Выбираются два ТСН ТЛС-СЭЩ мощностью по 100 кВА. Их паспортные данные
приведены в таблице 7.20.
Таблица 7.20 – Паспортные данные встроенного в ячейку ТСН
Параметр
Номинальная мощность, кВА
Вторичное напряжение, кВ
Потери холостого хода, Вт
Потери короткого замыкания, Вт
Напряжение короткого замыкания, %
Ток холостого хода, %
ТЛС-СЭЩ
100
0,4
300
1410
5
1
7.2.6 Выбор комплектации ячеек 15 кВ
В ячейки КРУ возможно поместить различное дополнительное оборудование. На
стороне 15 кВ подстанции будет размещено 20 ячеек (рисунок 7.12). Установленное в
них основное и дополнительное оборудование указано в таблице 7.21.
Ячейки Я02 служат для подключения ТСН, а в ячейках Я01 расположен сам ТСН.
Существует иной, более дешевый вариант отвода к трансформатору собственных нужд
– отпайкой от ячейки выключателя силового трансформатора, но это ограничит
надежность системы собственных нужд ввиду того, что в период ремонта силового
трансформатора окажется обесточен один из ТСН.
Коммутационным аппаратом ячеек ввода к ТСН и ТН служит выкатной плавкий
предохранитель, которого достаточно для отключения небольших токов ТСН и ТН.
Ячейка секционной перемычки комплектуется выкатной перемычкой.
Рисунок 7.12 – Ячейки КРУ 20 кВ
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
96
Таблица 7.21 – Установленное в КРУ 20 кВ оборудование
№
ячейки
Я01
Я02
Я03
Я04
Я05
Я06
Я07
Я08
Кол-во
ячеек
2
2
5
5
2
2
1
1
Назначение ячейки
Ячейка ТСН
Ячейка ввода к ТСН
Ячейка ВЛ
Ячейка КЛ
Ячейка трансформаторного выключателя
Ячейка ТН
Ячейка секционной перемычки
Ячейка секционного выключателя
Дополнительное оборудование
Выключатель ТТ ОПН ЗР
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
-
7.3 Выбор оборудования на напряжение 10 кВ станции
Распределительное устройство станции 10 кВ решено также выполнять
комплектным распределительным устройством. Для удобства эксплуатации и
обслуживания оборудования решено выполнить РУ станции ячейками КРУ,
аналогичными РУ 15 кВ подстанции – КРУ-СЭЩ-70.
Основные технические характеристики ячеек КРУ СЭЩ-70 на напряжение 10 кВ
приведены в таблице 7.22.
Таблица 7.22 – Технические характеристики КРУ СЭЩ-70-10
Параметр
Номинальное напряжение, кВ
Наибольшее рабочее напряжение, кВ
Номинальный ток главных цепей, А
Номинальный ток сборных шин, А
Номинальный ток отключения выключателя, кА
Ток термической стойкости, кА
Ток электродинамической стойкости, кА
Габаритные размеры, ШхВхГ, мм
Ячейка КРУ СЭЩ-70-10
10
12
630 - 4000
1000 - 4000
20; 31,5; 40
20; 25; 31,5; 40
51, 81, 128
650х2415х1349
Для установки на станцию необходимо выбрать ячейки выключателей, а также
следующее оборудование, являющееся частью ячеек КРУ:
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
Ограничители перенапряжений
Помимо этого, необходимо выбрать трансформаторы собственных нужд станции.
7.3.1 Выбор выключателей 10 кВ
Ячейки КРУ СЭЩ-70-10 комплектуются выкатным вакуумным выключателем ВВУСЭЩ.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
97
Ввиду небольшой токовой нагрузки, выбран выключатель с наименьшим
номинальным током – 630 А, наименьшим током отключения – 20 кА, термической – 20
кА и электродинамической стойкостью - 51 кА.
По рассчитанным в пункте 5.3 токам выключателей и рисунку 5.5 была составлена
таблица 7.23 с указанием токов нормальных и утяжеленных режимов выключателей.
Таблица 7.23 – Токи нормальных и утяжеленных режимов выключателей 15 кВ
Выключатель
Q1, Q2
Q3, Q4
Qc
Qтсн
Ток нормального режима, А
162,38
162,38
23,1
Ток утяжеленного режима, А
341,85
170,93
170,93
23,1
По таблице 7.23 расчетное значение тока главных цепей выключателя может быть
принято 341,85 А.
Проверка выключателя ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630 приведена в таблице 7.24.
Таблица 7.24 – Проверка выключателя ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/630
Параметр
Номинальное напряжение 𝑈н , кВ
Ток главных цепей 𝐼н , А
Отключающая способность 𝐼откл , кА
Отключающая способность 𝑖откл , кА
Включающая способность 𝐼вкл , кА
Включающая способность 𝑖вкл , кА
Электродинамическая стойкость 𝑖дин , кА
Термическая стойкость 𝐵к , кА2 ∙ с
Паспортное значение
10
630
20
51
20
51
51
1200
Расчетное значение
10
341,85
11,1
18,9
11,1
18,9
18,9
128,68
Паспортное и расчетное значение интеграла Джоуля в таблице 7.24 найдены по
формулам (7.1,7.2).
7.3.2 Выбор трансформаторов тока 10 кВ
К установке в ячейку предусмотрены 2 вида трансформаторов тока: ТОЛ-СЭЩ и
ТШЛ-СЭЩ. На токи до 2000 А применяется ТОЛ-СЭЩ.
Паспортные данные трансформатора тока ТОЛ-СЭЩ представлены в таблице
7.25.
Таблица 7.25 – Параметры ТТ ТОЛ-СЭЩ 10 кВ
Параметр
Номинальное напряжение, кВ
Номинальный первичный ток, А
Номинальный вторичный ток, А
Измерений
Класс точности вторичной
обмотки
Защиты
Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ
20
20-2000
5
0,2; 0,2(S); 0,5; 0,5(S)
5P, 10P
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
98
Термическая и электродинамическая стойкость этого ТТ идентична
выключателю, проверенному ранее, поэтому повторная проверка проводиться не будет.
Паспортный класс точности измерений и защиты ТОЛ-СЭЩ 10 кВ удовлетворяет
требованиям ПУЭ [53].
Выбор номинальных первичных токов ТТ для разных ячеек произведен в таблице
7.26.
Таблица 7.26 – Выбор ТТ по токам первичной обмотки
Ячейка выключателя
Q1, Q2
Q3, Q4
Qc
Qтсн
Расчетный ток, А
162,38 – 341,85
162,38 – 170,93
170,93
23,1
Паспортный номинальный ток, А
400
200
200
30
При таком соотношении номинальных расчетных и паспортных значений тока
первичной обмотки точность измерений будет находиться в допустимых рамках.
7.3.3 Выбор трансформаторов напряжения 10 кВ
Для установки в ячейку КРУ предусмотрены следующие серии отечественных
трансформаторов напряжения: НОЛ-СЭЩ, ЗНОЛ-СЭЩ, НАЛИ-СЭЩ. Стандартным
решением при этом является ТН НОЛ-СЭЩ-20.
Паспортные данные трансформатора напряжения ЗНОЛ-СЭЩ представлены в
таблице 7.27.
Таблица 7.27 – Параметры ТН НОЛ-СЭЩ
Номинальное
напряжение, кВ
НОЛ-СЭЩ
10
Тип ТН
Номинальное напряжение
вторичной обмотки, В
100
Класс точности
Измерений
Защиты
0,2; 0,5; 1,0; 3,0
-
Данный трансформатор удовлетворяет требованиям по точности измерений.
7.3.4 Выбор ограничителей перенапряжений 10 кВ
Производитель предлагает установку в ячейки 10 кВ СЭЩ-70 любых ОПН.
Логично выбрать ограничитель перенапряжений, аналогичный примененному в ячейках
подстанции 15 кВ - ОПН-П/ЗЭУ-10/12/10/550 классом напряжения 20 кВ. Его параметры
приведены в таблице 7.28.
Таблица 7.28 – Параметры ОПН-П/ЗЭУ 10 кВ
Название
Номинальное
напряжение, кВ
ОПН-П/ЗЭУ
10
Наибольшее
допустимое рабочее
напряжение, кВ
12
Разрядный Ток пропускной
ток, кА
способности, кА
10
550
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
99
7.3.5 Выбор трансформаторов собственных нужд 10 кВ
Для обеспечения собственных нужд станции должна быть предусмотрена
установка двух трансформаторов собственных нужд.
Собственные нужды газопоршневых электростанций составляют всего 5% ввиду
специфики ГПУ. Также ТСН должны питать установку газификации, мощность которой
составляет 1,5% от мощности станции.
Необходимая мощность собственных нужд станции рассчитана по формуле (7.11).
𝑆ТСН =
5% + 1,5%
∙ 𝑆СТ = 0,05 ∙ 5,625 МВА = 365,6 кВА
100
(7.11)
Для установки в ячейки КРУ 10 кВ предусмотрен трансформатор собственных
нужд ТЛС-СЭЩ на номинальные мощности 25, 40, 63, 100, 160 кВА.
Трансформаторов такой мощности недостаточно для установки в качестве ТСН
станции. По этой причине выбран сухой трансформатор ТЛС-400 производства
«Чебоксарский Электрозавод» [55]. Подключение к нему будет осуществлено через
ячейку с выключателем. Паспортные данные трансформатора приведены в таблице
7.29.
Таблица 7.29 – Паспортные данные трансформатора собственных нужд ТЛС-400
Параметр
Номинальная мощность, кВА
Вторичное напряжение, кВ
Потери холостого хода, Вт
Потери короткого замыкания, Вт
Ток холостого хода, %
Напряжение короткого замыкания, %
ТЛС-400
400
0,23; 0,4; 0,69
1020
5500
0,8
6
7.3.6 Выбор комплектации ячеек 10 кВ
На РУ 10 кВ станции будет размещено 10 ячеек (рисунок 7.13). Установленное в
них основное и дополнительное оборудование указано в таблице 7.30.
Рисунок 7.13 – Ячейки КРУ 10 кВ
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
100
Таблица 7.30 – Установленное в КРУ 10 кВ оборудование
№
ячейки
Я01
Я02
Я03
Я04
Я05
Я06
Кол-во
ячеек
2
2
2
2
1
1
Назначение ячейки
Ячейка ТСН
Ячейка ТН
Ячейка генераторного выключателя
Ячейка трансформаторного выключателя
Ячейка секционной перемычки
Ячейка секционного выключателя
Дополнительное оборудование
Выключатель ТТ ОПН ЗР
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
-
Коммутационным аппаратом ячеек ТН служит выкатной
предохранитель, которого достаточно для отключения небольших токов ТН.
плавкий
Ячейка секционной перемычки комплектуется выкатной перемычкой.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
101
8 ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМЫ МОЛНИЕЗАЩИТЫ
Общий вид объектов, расположенных на территории реконструируемой
подстанции и проектируемой станции представлен на рисунке 8.1.
Рисунок 8.1 – Общий вид подстанции, станции и установки газификации со всеми
сооружениями
На рисунке 8.1 в правом верхнем квадранте расположена ОРУ 110 кВ подстанции, а
под ней отображено ЗРУ 15 кВ. В левом нижнем квадранте находятся два газгольдера и
здание станции с показанными внутри ГПУ. В левом верхнем квадранте находится
установка газификации и все необходимые для технологического процесса сооружения, в
том числе склад древесных отходов.
Из всех объектов на рисунке 8.1 известны точные размеры лишь ОРУ и ЗРУ. ЗРУ и
ОПУ защищается посредством молниеприемной сетки, размещенной на крыше блочномодульного здания. Эта сетка является комплектным со зданием БМЗ устройством,
поэтому ее проектировать или проверять не нужно.
Изм.
Лист
Разраб.
Провер.
Руков.
Н. Контр.
Утв.
№ докум.
Шульган В.И.
Харитонов М.С.
Харитонов М.С.
Сивухо М.Э.
Белей В.Ф.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
Лит.
Проектирование
системы молниезащиты
Лист
Листов
102
7
ФГБОУ ВО «КГТУ»
Кафедра ЭС и ЭЭ
Группа 16–ЭЭ
8.1 Расчет системы молниезащиты
Территория ОРУ имеет размеры 29,25 на 47,5 метров (рисунок 8.2).
Рисунок 8.2 – Территория ОРУ
ОРУ будет защищаться от прямых ударов молнии посредством установки 4
стержневых молниеотводов. Первая пара молниеотводов будет расположена на порталах
приема ВЛ. Оставшиеся 2 молниеприемника будут представлять собой отдельностоящие
стержневые молниеотводы.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
103
Решение разместить 2 отдельностоящих молниеотвода принято в связи с тем, что
оборудование, размещенное в нижней части ОРУ (ОПН, опорные изоляторы,
разъединители) не позволяет установить на него молниеотвод.
Предварительные места установки молниеотводов и размеры, необходимые для
расчета молниезащиты, представлены на рисунке 8.3.
а)
б)
Рисунок 8.3 – Вид сверху на подстанцию с нанесением: а) мест установки молниеотводов,
б) необходимых для расчетов размеров
Молниеотводы М1 и М2 расположены на порталах приема ВЛ высотой 11,35 м.
Необходимыми для расчета высоты молниемников являются 2 параметра: высота
защищаемого объекта ℎ𝑥 и радиус защиты на уровне высоты объекта 𝑟𝑥 . Оба параметра
должны быть взяты для самого удаленного и/или высокого объекта.
Для нахождения значения параметров нужно проанализировать расположение
наиболее высоких объектов на подстанции. Самыми высокими объектами (помимо
порталов) являются блоки опорных изоляторов, но оба блока находятся близко к месту
установки молниеотводов М3 и М4. Следующие по высоте объекты – вакуумные
выключатели высотой 6,55 м. Все три выключателя находятся внутри зоны защиты
двойных стержневых молниеотводов М1/М3, М3/М4, М2/М4. Далее идут
трансформаторы тока высотой 5,6 м., расположенные аналогично выключателям, за
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
104
исключением одного ТТ, расположенного между двойным стержневым молниеотводом
М1/М2. Максимальная высота жесткой ошиновки – 5,13 м. и расположена она между
молниеотводами. Следующими по высоте объектами являются силовые
трансформаторы высотой 5 м. Они расположены на расстоянии 3,25 м. по горизонтали
от ближайшего молниеприемника и находятся вне прямоугольника, образуемого 4
молниеотводами, поэтому далее силовые трансформаторы будут считаться самыми
удаленными от молниеотводов объектами.
Высота молниеприемника может быть найдена решением квадратного уравнения
(8.1) [56].
0,64 ∙ ℎ2 − 0,8 ∙ ℎ ∙ (ℎ𝑥 + 𝑟𝑥 ) = 0
(8.1)
0,64 ∙ ℎ2 − 0,8 ∙ ℎ ∙ (5 + 3,25) = 0
𝑥 = 10,31 м.
Для дальнейших расчетов принимается следующая высота молниеприемников:
М1 и М2 – 13 м., М3 и М4 – 11 м.
Зная высоту молниеприемника можно проверить, все ли оборудование ОРУ
войдет в зону защиты. 4 молниеприемника образуют 6 пар двойных стержневых
молниеотводов: М1/М2, М1/М3, М1/М4, М3/М4, М2/М3, М2/М4. Максимальное
расстояние, при котором два одиночных молниеотвода образуют двойной стержневой
молниеотвод составляет 𝐿𝑚𝑎𝑥 = 4,75h. Проверка молниеприемников на образование
двойных стержневых молниеотводов проведена в таблице 8.1.
Таблица 8.1 – Проверка молниеприемников на образование двойных стержневых
молниеотводов
Пара
молниеприемников
М1/М2
М1/М3
М1/М4
М3/М4
М2/М3
М2/М4
Расстояние между
молниеприемниками
27,85
42,07
51,12
30,68
51,12
42,07
Условие образования двойного
стержневого молниеотвода
27,85≤61,75
42,07≤57
51,12≤57
27,85≤52,25
51,12≤57
42,07≤57
По таблице 8.1 видно, что все пары молниеприемников образуют двойные
стержневые молниеотводы.
Двойной стержневой молниеотвод при приближении к центру образует провес,
если расстояние между молниеотводами превышает 𝐿𝑐 = 2,25h.
Проверка молниеприемников на образование провеса проведена в таблице 8.2.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
105
Таблица 8.2 – Проверка молниеприемников на образование провеса
Пара
молниеприемников
М1/М2
М1/М3
М1/М4
М3/М4
М2/М3
М2/М4
Расстояние между
молниеприемниками
27,85
42,07
51,12
30,68
51,12
42,07
Условие образования
провеса
27,85≤29,25
35,12≤27
44,82≤27
27,85≤24,75
44,82≤27
35,12≤27
Проверка в таблице 8.2 показала, что у всех пар молниеотводов, кроме М1/М2,
образуется провес. Сначала рассчитаем высоту провеса у пары М1/М4, так как между
этими молниеотводами находится достаточно высокий выключатель высотой 6,55 м.
Высота провеса может быть найдена по формуле (8.2).
𝐿𝑚𝑎𝑥 − 𝐿
∙ ℎ ∙ 0,8
𝐿𝑚𝑎𝑥 − 𝐿𝑐 м
57 − 51,12
ℎ𝑐 =
∙ 12 ∙ 0,8 = 1,88 м.
57 − 27
ℎ𝑐 =
(8.2)
Высота молниеотвода принята как средняя между высотой молниеотводов М1 и
М4.
Молниеприемники высотой 11 и 13 м., найденная высота провеса и зона защиты
между молниеприемниками М1 и М4 показана на рисунке 8.4. Этот рисунок
соответствует виду «В» с рисунка 8.2.
Рисунок 8.4 – Вид «В» с указанием зоны защиты молниеотводов М1/М4
По рисунку 8.4 видно, что в зону защиты двойного стержневого молниеотвода
М1/М3 не входит часть оборудования. По этой причине высота молниеотводов должны
быть увеличена.
Расчетно-графическим методом
молниеприемников. Она составит 14,5 м.
была
найдена
необходимая
высота
Проверка молниеприемников на образование двойных стержневых молниеотводов
проведена в таблице 8.3.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
106
Таблица 8.3 – Проверка молниеприемников на образование двойных стержневых
молниеотводов
Пара
молниеприемников
Расстояние между
молниеприемниками
М1/М2
М1/М3
М1/М4
М3/М4
М2/М3
М2/М4
27,85
42,07
51,12
30,68
51,12
42,07
Условие образования
двойного стержневого
молниеотвода
27,85≤71,25
42,07≤71,25
51,12≤71,25
27,85≤71,25
51,12≤71,25
42,07≤71,25
По таблице 8.3 видно, что все пары молниеприемников образуют двойные
стержневые молниеотводы.
Двойной стержневой молниеотвод при приближении к центру образует провес,
если расстояние между молниеотводами превышает 𝐿𝑐 = 2,25h.
Проверка молниеприемников на образование провеса проведена в таблице 8.4.
Таблица 8.4 – Проверка молниеприемников на образование провеса
Пара
молниеприемников
М1/М2
М1/М3
М1/М4
М3/М4
М2/М3
М2/М4
Расстояние между
молниеприемниками
27,85
42,07
51,12
30,68
51,12
42,07
Условие образования
провеса
27,85≤33,75
35,12≤33,75
44,82≤33,75
30,68≤33,75
44,82≤33,75
35,12≤33,75
Проверка в таблице 8.4 показала, что у пар молниеотводов М1/М3, М1/М4,
М2/М3, М2/М4, образуется провес. Расчет высоты провеса произведен в таблице 8.5.
Таблица 8.5 – Расчет высоты провеса
Пара молниеприемников
М1/М3
ℎ𝑐
М1/М4
ℎ𝑐
М2/М3
ℎ𝑐
М2/М4
ℎ𝑐
Высота провеса
71,25 − 42,07
=
∙ 15 ∙ 0,8 = 9,34 м.
71,25 − 33,75
71,25 − 51,12
=
∙ 15 ∙ 0,8 = 6,44 м.
71,25 − 33,75
71,25 − 51,12
=
∙ 15 ∙ 0,8 = 6,44 м.
71,25 − 33,75
71,25 − 42,07
=
∙ 15 ∙ 0,8 = 9,34 м.
71,25 − 33,75
Провес между молниеприемниками М1/М3 и М2/М4 находится выше любого
объекта на защищаемой территории (кроме портала), а провес между
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
107
молниеприемниками М1/М4 и М2/М3 должен быть проверен на предмет выхода
оборудования за пределы зоны защиты.
На рисунке 8.5 показан вид «В» на подстанцию с указанием зоны защиты
молниеприемников М1/М4 и высота провеса между ними.
Рисунок 8.5 – Зона защиты молниеприемников М1/М4 высотой 14,5 м.
По рисунку видно, что ранее выходящее за пределы зоны защиты оборудование
(рисунок 8.4) теперь полностью находится в зоне защиты.
Виды «А», «Б» и «В» на подстанцию с указанием зон защиты всех молниеотводов
приведены в приложении Ж.
По рисункам видно, что все оборудование входи в зону защиты 4 молниеотводов.
Вид сверху на ОРУ с нанесением зон защиты на уровне земли и уровне самого высокого
защищаемого объекта (выключатель) с учетом провеса также представлен в
приложении Ж.
8.2 Проверка на грозоупорность
Грозоупорность характеризует количество лет без аварий, вызванных прямым
ударом молнии.
Для проверки на грозоупорность нужно рассчитать количество ударов молнии в
год, количество отключений подстанции из-за прямых ударов молнии в год и вероятное
число лет работы подстанций без отключений от прямых ударов молнии.
Согласно карте грозовой активности по территории РФ по среднегодовой
продолжительности гроз в часах [57], Полесск находится в районе с
продолжительностью гроз в среднем 40-60 часов в году. В расчетах принимаем число
грозовых часов n = 60 ч.
Ориентировочное количество ударов молнии в ПС за год [58]:
𝑁 = 0,06 ∙ 𝑛(𝑎 + 8 ∙ ℎ𝑥 ) ∙ (𝑏 + 8 ∙ ℎ𝑥 ) ∙ 8−6 ,
(8.3)
𝑁 = 0,06 ∙ 60 ∙ (47,5 + 8 ∙ 11,35) ∙ (29,25 + 8 ∙ 11,35) ∙ 8−6 = 0,228 уд/год
Количество отключений подстанции вследствие прямого удара молнии в год
вычисляется по формуле (8.4).
𝛾 = 𝑁 ∙ Ψ𝑛 ∙ Ψ𝑖 ∙ Ψ𝑔 ,
(8.4)
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
108
где ψn – вероятность прорыва молнии сквозь зону защиты молниеотводов.
Принято равным 0,01 согласно [59];
ψi – вероятность перекрытия изоляции при прямом ударе молнии. принято
равным 0,68 [59];
ψg – вероятность перехода импульсного перекрытия в силовую дугу.
Принято равным 0,7, согласно [59].
𝛾 = 0,228 ∙ 0,1 ∙ 0,68 ∙ 0,7 = 0,011
Вероятное число лет работы подстанций без отключений от прямых ударов
молнии (грузоупорность) определяется по выражению:
𝑚=
𝑚=
1
𝛾
(8.5)
1
= 90,91 год
0,011
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
109
Заключение
В выпускной квалификационной работе была спроектирована электрическая
часть ТЭЦ на древесных отходах.
По результатам сравнения трех технологических схем получения энергии из
древесных отходов была выбрана наиболее современная и эффективная схема –
газификация.
Проведенный анализ древесных ресурсов Калининградской области показал, что
район города Полесск является крайне перспективным местом для сооружения такой
станции. Образуемые в радиусе 20 км от города древесные отходы позволят производить
более 38 ГВт ∙ ч электроэнергии и 30,5 тыс. Гкал тепловой энергии ежегодно.
Подключение подстанции к энергосистеме планируется осуществлять через
существующую подстанцию О-19 Полесск, которая требует комплексной
реконструкции. В работе был произведен расчет токов нормального и утяжеленного
режима, а также токов короткого замыкания на подстанции, выбрано новое
оборудование для ОРУ 110 кВ и ЗРУ 15 кВ, спроектирована система молниезащиты
ОРУ.
В здании станции располагается КРУ, для которого также были рассчитаны токи
нормального, утяжеленного и аварийного режимов и выбрано оборудование 10 кВ.
Спроектированная станция позволит утилизировать значительную часть
древесных отходов от 4 крупных лесничеств, покрыть более 30% местной электрической
нагрузки города Полесск и заменить собой несколько устаревших котельных. Постройка
станции на газификации древесных отходов также даст стимул развития этой
перспективной технологии в России.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
110
Список использованных источников
1. Liste von Biomassekraftwerken in Deutchland [Электронный ресурс]. – Режим
доступа: https://de.wikipedia.org/wiki/Liste_von_Biomassekraftwerken_in_Deutschland
(Дата обращения: 02.04.2020).
2. Bio- und Holzkraftwerk Zapfendorf [Электронный ресурс]. – Режим
доступа: https://www.veolia.de/bio-und-holzkraftwerk-zapfendorf (Дата обращения:
02.04.2020).
3. Altholzannahme
[Электронный
ресурс].
–
Режим
доступа: https://www.veolia.de/altholzannahme (Дата обращения: 02.04.2020).
4. Hernieuwbare energie in Nederland 2017 [Электронный ресурс]. – Режим
доступа: https://www.cbs.nl/-/media/_pdf/2018/40/hernieuwbare-energie-webversie.pdf
(Дата обращения: 02.04.2020).
5. Atlas 2017 des 1297 fournisseurs francophones de bois déchiqueté [Электронный ресурс].
– Режим доступа: https://www.bioenergie-promotion.fr/54231/atlas-2017-des-1297fournisseurs-francophones-de-bois-dechiquete/ (Дата обращения: 02.04.2020).
6. Ørsted Annual report 2018 [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://mleu.globenewswire.com/Resource/Download/9167de7b-027a-4b95-80aa-1468381badd4
(Дата обращения: 02.04.2020).
7. Asnæs
power
station
[Электронный
ресурс].
–
Режим
доступа: https://www.nsenergybusiness.com/projects/asnaes-power-station/
(Дата
обращения: 02.04.2020).
8. Asnæs Power Station generates green power [Электронный ресурс]. – Режим доступа:
https://orsted.com/en/Media/Newsroom/News/2019/11/Asnaes-Power-Station-generatesgreen-power (Дата обращения: 02.04.2020).
9. Renewable
energy
statistics/de
[Электронный
ресурс].
–
Режим
доступа: https://ec.europa.eu/eurostat/statisticsexplained/index.php?title=Renewable_energy_statistics/de#Produktion_erneuerbarer_Ene
rgien_in_der_EU_stieg_im_Zeitraum_2007-2017_um_zwei_Drittel (Дата обращения:
02.04.2020).
10. Мировое
потребление
энергии
[Электронный
ресурс].
–
Режим
доступа: https://yearbook.enerdata.ru/electricity/electricity-domestic-consumptiondata.html (Дата обращения: 02.04.2020).
11. Реализованные
проекты
[Электронный
ресурс].
–
Режим
доступа: https://www.energostar.com/realized-projects/1901-ooo-yamalskiylesopromyshlennyy-kompleks/ (Дата обращения: 02.04.2020).
12. Мини электростанции на древесных отходах [Электронный ресурс]. – Режим
доступа: https://neftegaz.ru/science/Energetika/332087-mini-elektrostantsii-nadrevesnykh-otkhodakh/ (Дата обращения: 02.04.2020).
13. Мини
ТЭЦ
[Электронный
ресурс].
–
Режим
доступа: https://manbw.ru/analitycs/minitec.html (Дата обращения: 02.04.2020).
14. Указ
Губернатора
Калининградской
области
от
30.03.2009
N
27
«О Лесном плане Калининградской области».
15. Указ Губернатора Калининградской области от 29.12.2018 N 218
«Об утверждении Лесного плана Калининградской области».
16. Указ
Губернатора
Калининградской
области
от
2015
«О внесении изменений в Указ Губернатора Калининградской области от 30 марта
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
111
2009 года № 27 и признании утратившим силу Указа Губернатора Калининградской
области от 04 апреля 2012 года № 63».
17. Карта-схема административного деления Калининградской области с указанием
лесничеств и лесопарков. –2018.
18. Мохирев, А.П. Переработка древесных отходов предприятий лесопромышленного
комплекса, как фактор устойчивого природопользования / А.П. Мохирев, Ю.А.
Безруких, С.О. Медведев // Инженерный вестник Дона. –2015. –№ 2-2 (36). –С. 81.
19. Попель, О.С. Энергия биомассы / Энергия: экономика, техника, экология. –2016. –№
11. –С. 2-11.
20. Головков С.И., Коперин И.Ф., Найденов В.И. Энергетическое использование
древесных отходов. – М.: Лесная промышленность, 1987. –С. 20-21.
21. Энергетическое использование жидких продуктов быстрого пиролиза древесины /
Забелкин С.А., Тунцев Д.В., Грачев А.Н., Башкиров В.Н. //Лесной вестник. – 2010. №4. –С. – 79-83.
22. Технология производства биотоплива [Электронный ресурс]. – Режим
доступа: http://www.infobio.ru/tiekhnologhiia-proizvodstva-biotopliva
(Дата
обращения: 02.04.2020).
23. Технология
быстрого
пиролиза
[Электронный
ресурс].
–
Режим
доступа: https://energolesprom.ru/tehnologiya/ (Дата обращения: 18.03.2020).
24. Газификация древесных отходов / Сафин Р.Г., Тимербаев Н.Ф., Ахметова Д.А.,
Зиатдинов Р.Р., Хабибуллина А.Р. // Вестник Казанского технологического
университета. – 2014. - №8. –С. – 108-111.
25. Газификация древесины и сельскохозяйственных отходов [Электронный ресурс]. –
Режим
доступа: http://c-a-m.narod.ru/techno/wood_gasification_theory.html
(Дата
обращения: 18.03.2020).
26. Лямин В.А. Газификация древесины. – М.: Лесная промышленность, 1967. –С. 19-36.
27. Ince Bio Power. Bioenergy infrastructure group [Электронный ресурс]. – Режим
доступа: http://bioenergyinfrastructure.co.uk/site/ince-bio-power/ (Дата обращения:
02.04.2020).
28. Biomass gasification for energy production [Электронный ресурс]. – Режим доступа:
https://www.holz-kraft.com/en/products/biomass-chp.html
(Дата
обращения:
02.04.2020).
29. Wood gasifier combined with existing CHP unit [Электронный ресурс]. – Режим
доступа:
https://www.holz-kraft.com/en/products/wood-power-plant.html
(Дата
обращения: 02.04.2020).
30. Biomass power plants in cascade [Электронный ресурс]. – Режим доступа:
https://www.holz-kraft.com/en/products/cascade.html (Дата обращения: 02.04.2020).
31. Gasification of wood chips [Электронный ресурс]. – Режим доступа:
http://www.volund.dk/Biomass_energy/Technologies/Gasification_of_biomassl
(Дата
обращения: 02.04.2020).
32. Электрогазогенератор АЭС-ГГ [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://actechno.net/utilizatsiya-drevesnykh-otkhodov/elektroenergiya-i-teploenergiya/aes-gg-detail
(Дата обращения: 02.04.2020).
33. Карта-схема зон планируемого освоения лесов по видам их использования
Калининградской области. –2018.
34. Публичная кадастровая карта Калининградской области [Электронный ресурс]. –
Режим доступа: http://roscadastr.com/map/kaliningradskaya-oblast (Дата обращения:
02.04.2020).
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
112
35. Постановление администрации муниципального образования от 02.08.2010 N 847
«Об утверждении муниципальной программы «Энергосбережение Полесского
муниципального района на период 2010-2020 годы»».
36. Постановление правительства Калининградской области от 11.03.2019 N 168 «Об
утверждении генерального плана муниципального образования «Полесский
городской округ» Калининградской области».
37. Лямин В.А. Газификация древесины. – М.: Лесная промышленность, 1967. –С. 19-36.
38. Газопоршневые установки [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://www.rosenergy.ru/scripts/1.html (Дата обращения: 20.11.2019).
39. Генераторная станция с двигателем GazEcos на поршневой базе Трансмашхолдинг
[Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://www.gazecos.ru/kz.html (Дата
обращения: 20.11.2019).
40. Перспективы применения когенерационных газопоршневых электростанций /
Буянов А.Б., Комаров Д.Ю. //Известия ПГУПС. – 2007. - №1. –С. – 116-135.
41. Обосновывающие материалы к схеме и программе перспективного развития
Калининградской области на 2020-2024 годы. –2019.
42. СТО №14198-т1. Схемы принципиальные электрические ОРУ напряжением 6-750 кВ
подстанций. – АО «Энергосетьпроект».
43. СТО 56947007-29.240.30.010-2008. Схемы принципиальные электрические
распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. – ОАО «ФСК ЕЭС».
44. Схема и программа перспективного развития Калининградской области на 2020-2024
годы. –2019.
45. ГОСТ 14209-85. Трансформаторы силовые масляные общего назначения. –
Министерство электротехнической промышленности СССР.
46. Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем
электроустановок: Учебное пособие для вузов. – 2-е изд., – М.: Издательский дом
МЭИ, 2006. –С. 93-111.
47. Разработка комплексной программы развития электрических сетей напряжением 35
кВ и выше на территории Калининградской области на шестилетний период с 2019
по 2024 гг. –2019.
48. Мазуркевич В.Н. Справочные сведения по синхронным генераторам тепловых и
атомных электростанций. Справочные материалы для курсового и дипломного
проектирования по электрической части электрических станций и подстанций:
Белорусский Национальный Технический Университет, 2010. –С. 6-10.
49. Выключатели вакуумные типа ВРС-110 с трансформаторами тока [Электронный
ресурс]. – Режим доступа: http://www.vsoyuz.com/modules/pages/files/TI_BPC110_with_TT_edition3_c.pdf (Дата обращения: 18.05.2020).
50. Ошиновка
жесткая
110-750
кВ
[Электронный
ресурс].
–
Режим
доступа: http://www.zeto.ru/products_and_services/high_voltage_equipment/jestkayaoshinovka-dlya-oru-110-220-330-500-750-kv_1 (Дата обращения: 18.05.2020).
51. ВРС110
[Электронный
ресурс].
–
Режим
доступа: http://www.vsoyuz.com/ru/produkcija/cb/cb110kv/vrs110-.htm (Дата
обращения: 18.05.2020).
52. Разъединители серии РГ 35-500 кВ [Электронный ресурс]. – Режим
доступа: http://www.zeto.ru/download/7305/%D0%97%D0%AD%D0%A2%D0%9E_%
D0%A0%D0%93_35-500_2016.pdf (Дата обращения: 18.05.2020).
53. Правила устройства электроустановок. – ОАО «ВНИИЭ».
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
113
54. Собственные
нужды
подстанций
[Электронный
ресурс].
–
Режим
доступа: https://studbooks.net/2058496/matematika_himiya_fizika/sobstvennye_nuzhdy_
podstantsii (Дата обращения: 18.05.2020).
55. ТЛС-400 Трансформатор сухой с литой изоляцией мощностью 400 кВА
[Электронный
ресурс].
–
Режим
доступа: http://www.chebtransformator.com/catalog/tls400 (Дата обращения: 18.05.2020).
56. Устройство молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций:
Сборник документов. Серия 17. Выпуск 27 / Колл. авт. — М.: Закрытое акционерное
общество «Научно-технический центр исследований проблем промышленной
безопасности», 2017. — 144 с.
57. Карта грозовой активности России. — Гидрометцентр РФ, 2017.
58. Правила устройства электроустановок (ПУЭ) 7-е изд. Новосибирск: Сиб. унив. издво, 2005.
59. СТО 56947007-29.130.15.114-2012 Руководящие указания по проектированию
заземляющих устройств подстанций напряжением 6 – 750 кВ. — ОАО «ФСК ЕЭС»,
2012.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
114
ПРИЛОЖЕНИЕ А ТЭЦ НА
ДРЕВЕСНЫХ ОТХОДАХ.
КАРТА ЛЕСНИЧЕСТВ. ЗОНА
СБОРА ОТХОДОВ
115
1
ПРИЛОЖЕНИЕ Б ТЭЦ НА
ДРЕВЕСНЫХ ОТХОДАХ. КАРТА
ЛЕСНИЧЕСТВ. РАЙОН
РАСПОЛОЖЕНИЯ СТАНЦИИ
116
1
Таблица В.1 – Таблица расчетных связей при нормальном режиме работы подстанции для схемы
110-5Н
ПРИЛОЖЕНИЕ В
Изм.
Лист
Разраб.
Провер.
Консульт.
Н. Контр.
Утв.
ПРИЛОЖ
ЕНИЕ В
ПС О-19
ПОЛЕСС
К.
ПОКАЗА
ТЕЛИ
НАДЕЖН
ОСТИ.
ТАБЛИЦ
А.
№ докум.
Шульган В.И.
Харитонов М.С.
Харитонов М.С.
Сивухо М.Э.
Белей В.Ф.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
ПС О-19 Полесск
Показатели надежности
Таблица
Лит.
Лист
Листов
117
6
ФГБОУ ВО «КГТУ»
Кафедра ЭС и ЭЭ
Группа 16–ЭЭ
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
118
Таблица В.2 – Таблица расчетных связей при наиболее тяжелом режиме работы подстанции для схемы
110-5Н
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
119
Таблица В.3 – Таблица расчетных связей при нормальном режиме работы подстанции для схемы 110-5АН
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
120
Таблица В.4 – Таблица расчетных связей при наиболее тяжелом режиме работы подстанции для схемы
110-5АН
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
121
Таблица В.5 – Таблица расчетных связей при нормальном режиме работы подстанции для схемы 110-7
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
122
Таблица В.6 – Таблица расчетных связей при наиболее тяжелом режиме работы подстанции для схемы
110-7
ПРИЛОЖЕНИЕ Г ПС О19 Полесск. Расчет токов
КЗ. Схемы замещения
123
1
ПРИЛОЖЕНИЕ Д
Расчет схемы замещения относительно ТЭЦ-2
Расчет будет проводиться следующим образом: на рисунке будут изображены
преобразования схемы замещения, а под рисунком произведены расчеты.
Преобразования треугольников сопротивлений в звезды сопротивлений и наоборот
помечены соответствующим знаком на рисунках.
Первый этап преобразования представлен на рисунке Д.1.
Рисунок Д.1 – Первый этап преобразования схемы от ТЭЦ-2
Эквивалентные сопротивления 𝑍э1 - 𝑍э4 найдены по формулам (Д.1-Д.4).
𝑍э1 =
1
1
1
+
𝑍1 𝑍2
𝑍э2 =
Изм.
Лист
Разраб.
Провер.
Руков.
Н. Контр.
Утв.
+ 𝑍3 +
1
1
1
+
𝑍4 + 𝑍5 + 𝑍6 𝑍7
1
1
1
+
𝑍14 𝑍15
+
№ докум.
Подпись Дата
Шульган В.И.
Харитонов М.С.
Харитонов М.С.
Сивухо М.Э.
Белей В.Ф.
+ 𝑍8 = 13,852 + 64,271𝑗 Ом
1
1
1
+
𝑍16 + 𝑍17 𝑍18
= 4,02 + 11,796𝑗 Ом
(Д.1)
(Д.2)
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
Лит.
ПС О-19 Полесск
ПРИЛОЖЕНИЕ
Расчет токов КЗ
Д ПС О-19
Лист
Листов
124
18
ФГБОУ ВО «КГТУ»
Кафедра ЭС и ЭЭ
Группа 16–ЭЭ
𝑍э3 =
1
1
1
+
𝑍19 + 𝑍20 𝑍21 + 𝑍22
𝑍э4 =
1
1
1
+
𝑍25 + 𝑍26 𝑍27
+
1
1
1
+
𝑍23 𝑍24
= 6,609 + 19,296𝑗 Ом
+ 𝑍28 + 𝑍29 = 12,617 + 55,348𝑗 Ом
(Д.3)
(Д.4)
Первый этап расчета схемы требует преобразования треугольника сопротивлений
в звезду сопротивлений. Это можно осуществить посредством следующих формул:
𝑍𝑎 =
𝑍𝑎𝑏 ∙ 𝑍𝑎𝑐
𝑍𝑎𝑏 + 𝑍𝑎𝑐 + 𝑍𝑏𝑐
(Д.5)
𝑍𝑏 =
𝑍𝑎𝑏 ∙ 𝑍𝑏𝑐
𝑍𝑎𝑏 + 𝑍𝑎𝑐 + 𝑍𝑏𝑐
(Д.6)
𝑍𝑐 =
𝑍𝑏𝑐 ∙ 𝑍𝑎𝑐
𝑍𝑎𝑏 + 𝑍𝑎𝑐 + 𝑍𝑏𝑐
(Д.7)
1
1
1 ∙ 𝑍11
+
𝑍9 𝑍10
𝑍𝑎 =
= 0,05 + 2,857𝑗 Ом
𝑍13
1
(
)
+
𝑍
+
+
𝑍
11
12
1
1
2
+
𝑍9 𝑍10
𝑍13
1
1
1 ∙ ( 2 + 𝑍12 )
+
𝑍9 𝑍10
𝑍𝑏 =
= 0,163 + 2,024𝑗 Ом
𝑍13
1
(
)
1
1 + 𝑍11 + 2 + 𝑍12
+
𝑍9 𝑍10
𝑍13
+ 𝑍12 )
2
𝑍𝑐 =
= 0,035 + 1,514𝑗 Ом
𝑍13
1
1
1 + 𝑍11 + ( 2 + 𝑍12 )
+
𝑍9 𝑍10
𝑍11 ∙ (
Второй этап преобразования схемы замещения показан на рисунке Д.2.
Эквивалентное сопротивление 𝑍э5 найдено по формуле (Д.8).
𝑍э5 = 𝑍𝑎 +
1
1
1
= 0,723 + 6,966𝑗 Ом
+
𝑍31
1
𝑍
+
𝑍
+
𝑍𝑏 + 1
с
30
1
2
+
𝑍э2 𝑍э3
(Д.8)
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
125
Рисунок Д.2 – Второй этап преобразования схемы от ТЭЦ-2
Третий этап преобразования схемы замещения показан на рисунке Д.3.
Рисунок Д.3 – Третий этап преобразования схемы от ТЭЦ-2
Итоговое эквивалентное сопротивление 𝑍этэц2 найдено по формуле (Д.9).
𝑍этэц2 =
1
1
+
𝑍э1
1
= 6,717 + 30,921𝑗 Ом
1
1
1
1 + 𝑍э4
+
+
𝑍э5 𝑍32 𝑍33
(Д.9)
Найденное сопротивление 𝑍этэц2 – это эквивалентное сопротивление от шин ТЭЦ2 до шин 110 кВ подстанции О-19 Полесск.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
126
Расчет схемы замещения относительно Прегольской ТЭС
Первый этап преобразования представлен на рисунке Д.4.
Рисунок Д.4 – Первый этап преобразования схемы от Прегольской ТЭС
Сопротивление 𝑍э4 было найдено ранее (формула Д.4). Эквивалентное
сопротивление 𝑍э6 может быть найдено по уже известным сопротивлениям 𝑍э2 , 𝑍э3 по
формуле (Д.10).
𝑍э6 =
1
1
1
+
𝑍э2 𝑍э3
= 2,5 + 7,321𝑗 Ом
(Д.10)
Преобразование треугольник-звезда выполнено по формулам (Д.5-Д.7):
𝑍𝑎1 =
(𝑍42 + 𝑍43 + 𝑍3 ) ∙ 𝑍44
= 10,685 + 60,96𝑗 Ом
(𝑍42 + 𝑍43 + 𝑍3 ) + 𝑍44 + 𝑍4
𝑍𝑏1 =
(𝑍42 + 𝑍43 + 𝑍3 ) ∙ 𝑍4
= 0,428 + 2,254𝑗 Ом
(𝑍42 + 𝑍43 + 𝑍3 ) + 𝑍44 + 𝑍4
𝑍𝑐1 =
𝑍4 ∙ 𝑍44
= 0,223 + 1,818𝑗 Ом
(𝑍42 + 𝑍43 + 𝑍3 ) + 𝑍44 + 𝑍4
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
127
Второй этап преобразования показан на рисунке Д.5.
Рисунок Д.5 – Второй этап преобразования схемы от Прегольской ТЭС
Сопротивление 𝑍э7 можно найти по формуле (Д.11).
𝑍э7 =
𝑍38
1
1
+
+ 𝑍𝑎1 +
+ 𝑍8
1
1
1
1
1
2
+
+
+
𝑍39 𝑍40 𝑍41
𝑍𝑏1 + 𝑍7 𝑍𝑐1 + 𝑍5 + 𝑍6
= 21,441 + 97,953𝑗 Ом
(Д.11)
Преобразование треугольник-звезда выполнено по формулам (Д.5-Д.7):
𝑍𝑎2 =
𝑍34 ∙ 𝑍35
= 0,078 + 0,323𝑗 Ом
(𝑍12 + 𝑍30 ) + 𝑍34 + 𝑍35
𝑍𝑏2 =
𝑍34 ∙ (𝑍12 + 𝑍30 )
= 0,061 + 0,254𝑗 Ом
(𝑍12 + 𝑍30 ) + 𝑍34 + 𝑍35
𝑍𝑐2 =
(𝑍12 + 𝑍30 ) ∙ 𝑍35
= 0,42 + 1,986𝑗 Ом
(𝑍12 + 𝑍30 ) + 𝑍34 + 𝑍35
Третий этап преобразования показан на рисунке Д.6.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
128
Рисунок Д.6 – Третий этап преобразования схемы от Прегольской ТЭС
Преобразование треугольник-звезда выполнено по формулам (Д.5-Д.7):
𝑍𝑎3 =
𝑍𝑏3 =
𝑍𝑐3 =
(𝑍𝑏2 +
𝑍13
+ 𝑍э6 ) ∙ 𝑍𝑐2
2
𝑍
𝑍
(𝑍𝑏2 + 13 + 𝑍э6 ) + 𝑍𝑐2 + 31
2
2
(𝑍𝑏2 +
𝑍13
𝑍
+ 𝑍э6 ) ∙ 31
2
2
𝑍
𝑍
(𝑍𝑏2 + 13 + 𝑍э6 ) + 𝑍𝑐2 + 31
2
2
𝑍𝑐2 ∙
𝑍31
2
𝑍
𝑍
(𝑍𝑏2 + 13 + 𝑍э6 ) + 𝑍𝑐2 + 31
2
2
= 0,351 + 1,337𝑗 Ом
= 0,108 + 2,21𝑗 Ом
= 0,01 + 0,404𝑗 Ом
Четвертый этап преобразования показан на рисунке Д.7.
Рисунок Д.7 – Четвертый этап преобразований схемы от Прегольской ТЭС
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
129
Преобразование треугольник-звезда выполнено по формулам (Д.5-Д.7):
𝑍𝑎4 =
(𝑍𝑎2 + 𝑍𝑎3 ) ∙ 𝑍36
= 0,221 + 0,844𝑗 Ом
(𝑍𝑎2 + 𝑍𝑎3 ) + 𝑍36 + (𝑍𝑐3 + 𝑍37 )
𝑍𝑏4 =
(𝑍𝑎2 + 𝑍𝑎3 ) ∙ (𝑍𝑐3 + 𝑍37 )
= 0,183 + 0,719𝑗 Ом
(𝑍𝑎2 + 𝑍𝑎3 ) + 𝑍36 + (𝑍𝑐3 + 𝑍37 )
𝑍𝑐4 =
(𝑍𝑐3 + 𝑍37 ) ∙ 𝑍36
= 1,607 + 6,226𝑗 Ом
(𝑍𝑎2 + 𝑍𝑎3 ) + 𝑍36 + (𝑍𝑐3 + 𝑍37 )
Пятый этап преобразования показан на рисунке Д.8.
Рисунок Д.8 – Пятый этап преобразования схемы от Прегольской ТЭС
Итоговое эквивалентное сопротивление 𝑍эпр найдено по формуле (Д.12).
𝑍эпр = 𝑍𝑎4 +
1
1
1
+
𝑍𝑏4 + 𝑍𝑏3 + 𝑍э4 𝑍с4 + 𝑍э7
= 8,496 + 38,203𝑗 Ом
(Д.12)
Найденное сопротивление 𝑍эпр – это эквивалентное сопротивление от шин
Прегольской ТЭС до шин 110 кВ подстанции О-19 Полесск.
Расчет схемы замещения относительно Приморской ТЭС
Первый этап преобразования представлен на рисунке Д.9.
Сопротивления 𝑍э4 , 𝑍э6 и 𝑍э7 известны (формулы Д.4, Д.10, Д.11). Сопротивление
𝑍э8 может быть рассчитано по формуле (Д.13).
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
130
𝑍э8 =
1
= 0,973 + 6,445𝑗 Ом
1
1
1
+
+
𝑍45 + 𝑍46 𝑍45 + 𝑍47 𝑍45 + 𝑍48
(Д.13)
Рисунок Д.9 – Первый этап преобразования схемы от Приморской ТЭС
Второй этап преобразования показан на рисунке Д.10.
Рисунок Д.10 – Второй этап преобразования схемы от Приморской ТЭС
Преобразование треугольник-звезда выполнено по формулам (Д.5-Д.7):
𝑍𝑎5 =
𝑍34 ∙ (𝑍12 + 𝑍30 )
= 0,061 + 0,254𝑗 Ом
(𝑍12 + 𝑍30 ) + 𝑍34 + 𝑍35
𝑍𝑏5 =
𝑍35 ∙ (𝑍12 + 𝑍30 )
= 0,42 + 1,986𝑗 Ом
(𝑍12 + 𝑍30 ) + 𝑍34 + 𝑍35
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
131
𝑍𝑐5 =
𝑍34 ∙ 𝑍35
= 0,078 + 0,323𝑗 Ом
(𝑍12 + 𝑍30 ) + 𝑍34 + 𝑍35
Третий этап преобразования показан на рисунке Д.11.
Рисунок Д.11 – Третий этап преобразования схемы от Приморской ТЭС
Преобразование треугольник-звезда выполнено по формулам (Д.5-Д.7):
𝑍𝑎6 =
𝑍𝑏5 ∙ (𝑍𝑐5 + 𝑍36 )
= 0,22 + 0,629𝑗 Ом
𝑍𝑏5 + (𝑍𝑐5 + 𝑍36 ) + 𝑍37
𝑍𝑏6 =
𝑍𝑏5 ∙ 𝑍37
= 0,216 + 0,615𝑗 Ом
𝑍𝑏5 + (𝑍𝑐5 + 𝑍36 ) + 𝑍37
𝑍𝑐6 =
𝑍37 ∙ (𝑍𝑐5 + 𝑍36 )
= 1,622 + 6,279𝑗 Ом
𝑍𝑏5 + (𝑍𝑐5 + 𝑍36 ) + 𝑍37
Четвертый этап преобразования показан на рисунке Д.12.
Рисунок Д.12 – Четвертый этап преобразования схемы от Приморской ТЭС
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
132
Преобразование треугольник-звезда выполнено по формулам (Д.5-Д.7):
𝑍𝑎7
𝑍13
+ 𝑍𝑎5 + 𝑍𝑎6 )
2
=
= 0,415 + 2,01𝑗 Ом
𝑍
𝑍
𝑍э6 + ( 13 + 𝑍𝑎5 + 𝑍𝑎6 ) + ( 31 + 𝑍𝑏6 )
2
2
𝑍𝑏7 =
𝑍𝑐7
𝑍э6 ∙ (
𝑍э6 ∙ (
𝑍э6 + (
𝑍31
+ 𝑍𝑏6 )
2
𝑍13
𝑍
+ 𝑍𝑎5 + 𝑍𝑎6 ) + ( 31 + 𝑍𝑏6 )
2
2
= 0,365 + 1,883𝑗 Ом
𝑍31
𝑍
+ 𝑍𝑏6 ) ∙ ( 13 + 𝑍𝑎5 + 𝑍𝑎6 )
2
2
=
= −0,071 + 1,025𝑗 Ом
𝑍13
𝑍31
𝑍э6 + (
+ 𝑍𝑎5 + 𝑍𝑎6 ) + (
+ 𝑍𝑏6 )
2
2
(
Пятый этап преобразования показан на рисунке Д.13.
Рисунок Д.13 – Пятый этап преобразования схемы от Приморской ТЭС
Итоговое эквивалентное сопротивление 𝑍эприм найдено по формуле (Д.14).
𝑍эприм = 𝑍э8 + 𝑍𝑎7 +
1
1
1
+
𝑍𝑏7 + 𝑍э4 𝑍𝑐7 + 𝑍𝑐6 + 𝑍э7
= 9,688 + 45,517𝑗 Ом
(Д.14)
Найденное сопротивление 𝑍эприм – это эквивалентное сопротивление от шин
Примормской ТЭС до шин 110 кВ подстанции О-19 Полесск.
Расчет схемы замещения относительно Талаховской ТЭС
Первый этап преобразования представлен на рисунке Д.14.
Сопротивления 𝑍э4 и 𝑍э6 известны (формулы Д.4,Д.10). Преобразование
треугольника сопротивлений 𝑍42 , 𝑍43 , 𝑍44 ; 𝑍3 ; 𝑍4 в звезду также проводилось ранее.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
133
Сопротивления 𝑍э8 , 𝑍э9 можно найти по следующим формулам:
𝑍э9 = 𝑍𝑎1 +
1
1
1
+
𝑍𝑏1 + 𝑍7 𝑍𝑐1 + 𝑍5 + 𝑍6
𝑍э10 =
+ 𝑍8 = 17,554 + 83,313𝑗 Ом
𝑍38
1
+
= 3,887 + 14,539𝑗 Ом
1
1
1
2
+
+
𝑍39 𝑍40 𝑍41
(Д.15)
(Д.16)
Рисунок Д.14 – Первый этап преобразования схемы от Талаховской ТЭС
Второй этап преобразования показан на рисунке Д.15.
Рисунок Д.15 – Второй этап преобразования схемы от Талаховской ТЭС
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
134
Значения сопротивлений полученной эквивалентной звезды 𝑍𝑎2 , 𝑍𝑏2 , 𝑍𝑐2 были
найдены ранее.
Третий этап преобразования показан на рисунке Д.16.
Рисунок Д.16 – Третий этап преобразования схемы от Талаховской ТЭС
ранее.
Преобразование треугольника сопротивлений в звезду 𝑍𝑎3 , 𝑍𝑏3 , 𝑍𝑐3 проводилось
Четвертый этап преобразования показан на рисунке Д.17.
Рисунок Д.17 – Четвертый этап преобразования схемы от Талаховской ТЭС
Итоговое эквивалентное сопротивление 𝑍эт найдено по формуле (Д.17).
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
135
1
𝑍эт =
1
𝑍э10 +
+
1
+𝑍𝑏3 + 𝑍э4
1
1
+
𝑍36 + 𝑍𝑎2 + 𝑍𝑎3 𝑍37 + 𝑍𝑐3
= 9,005 + 40,566𝑗 Ом
1
𝑍э9
(Д.17)
Найденное сопротивление 𝑍эт – это эквивалентное сопротивление от шин
Талаховской ТЭС до шин 110 кВ подстанции О-19 Полесск.
Расчет схемы замещения относительно Маяковской ТЭС
Первый этап преобразования представлен на рисунке Д.18.
Рисунок Д.18 – Первый этап преобразования схемы от Маяковской ТЭС
Сопротивления 𝑍э4 и 𝑍э6 известны (формулы Д.4, Д.10). Сопротивления
𝑍э12 , 𝑍э13 , 𝑍э14 могут быть рассчитаны по следующим формулам:
𝑍э11 = 𝑍49 +
1
1
+
𝑍59 + 𝑍60 + 𝑍61
1
1
𝑍56 + 𝑍57 + 𝑍58 + 1
1
+
𝑍52 𝑍53 + 𝑍54 + 𝑍55
= 22,492 + 55,316𝑗 Ом
𝑍э12 = 𝑍𝑎1 +
1
1
1
+
𝑍𝑏1 + 𝑍7 𝑍𝑐1 + 𝑍5 + 𝑍6
𝑍э13 = 𝑍72 + 𝑍73 +
+ 𝑍8 = 17,554 + 83,313𝑗 Ом
1
1
1
+
𝑍74 𝑍75 + 𝑍76 + 𝑍77
= 15,574 + 75,3𝑗 Ом
(Д.18)
(Д.19)
(Д.20)
Преобразование треугольник-звезда выполнено по формулам (6.5-6.7):
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
136
𝑍𝑎8 =
𝑍36 ∙ 𝑍37
= 1,481 + 5,483𝑗 Ом
𝑍35 + 𝑍36 + 𝑍37
𝑍𝑏8 =
𝑍35 ∙ 𝑍37
= 0,407 + 1,845𝑗 Ом
𝑍35 + 𝑍36 + 𝑍37
𝑍𝑐8 =
𝑍35 ∙ 𝑍36
= 0,495 + 2,24𝑗 Ом
𝑍35 + 𝑍36 + 𝑍37
Второй этап преобразования показан на рисунке Д.19.
Рисунок Д.19 – Второй этап преобразования схемы от Маяковской ТЭС
Преобразование треугольник-звезда выполнено по формулам (6.5-6.7):
𝑍𝑎9 =
𝑍66 ∙ (𝑍69 + 𝑍70 + 𝑍71 )
= 1,375 + 5,471𝑗 Ом
(𝑍69 + 𝑍70 + 𝑍71 ) + 𝑍66 + (𝑍67 + 𝑍68 )
𝑍𝑏9 =
𝑍66 ∙ (𝑍67 + 𝑍68 )
= 0,891 + 4,998𝑗 Ом
(𝑍69 + 𝑍70 + 𝑍71 ) + 𝑍66 + (𝑍67 + 𝑍68 )
𝑍𝑐9 =
(𝑍67 + 𝑍68 ) ∙ (𝑍69 + 𝑍70 + 𝑍71 )
= 11,945 + 49,624𝑗 Ом
(𝑍69 + 𝑍70 + 𝑍71 ) + 𝑍66 + (𝑍67 + 𝑍68 )
𝑍𝑎10 =
𝑍𝑏8 ∙ (𝑍𝑐8 + 𝑍34 )
= 0,141 + 0,62𝑗 Ом
𝑍𝑏8 + (𝑍𝑐8 + 𝑍34 ) + (𝑍12 + 𝑍30 )
𝑍𝑏10 =
𝑍𝑏8 ∙ (𝑍12 + 𝑍30 )
= 0,177 + 0,825𝑗 Ом
𝑍𝑏8 + (𝑍𝑐8 + 𝑍34 ) + (𝑍12 + 𝑍30 )
𝑍𝑐10 =
(𝑍𝑐8 + 𝑍34 ) ∙ (𝑍𝑐8 + 𝑍34 )
= 0,281 + 1,277𝑗 Ом
𝑍𝑏8 + (𝑍𝑐8 + 𝑍34 ) + (𝑍12 + 𝑍30 )
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
137
Третий этап преобразования показан на рисунке Д.20.
Рисунок Д.20 – Третий этап преобразования схемы от Маяковской ТЭС
Преобразование треугольник-звезда выполнено по формулам (6.5-6.7):
𝑍𝑎11
𝑍31
𝑍
) ∙ (𝑍𝑐9 + 13 )
2
2
=
= 0,7 + 6,373𝑗 Ом
𝑍31
𝑍13
(𝑍𝑏9 +
) + (𝑍𝑐9 +
) + 𝑍э6
2
2
(𝑍𝑏9 +
𝑍𝑏11
𝑍31
) ∙ 𝑍э6
2
=
= 0,196 + 0,894𝑗 Ом
𝑍
𝑍
(𝑍𝑏9 + 31 ) + (𝑍𝑐9 + 13 ) + 𝑍э6
2
2
𝑍𝑐11
𝑍13
) ∙ 𝑍э6
2
=
= 1,942 + 5,654𝑗 Ом
𝑍
𝑍
(𝑍𝑏9 + 31 ) + (𝑍𝑐9 + 13 ) + 𝑍э6
2
2
(𝑍𝑏9 +
(𝑍𝑐9 +
𝑍𝑎12 =
𝑍62 ∙ 𝑍𝑎10
= 0,038 + 0,234𝑗 Ом
𝑍62 + 𝑍𝑎10 + (𝑍𝑏10 + 𝑍64 + 𝑍65 )
𝑍𝑏12 =
𝑍62 ∙ (𝑍𝑏10 + 𝑍64 + 𝑍65 )
= 0,677 + 4,66𝑗 Ом
𝑍62 + 𝑍𝑎10 + (𝑍𝑏10 + 𝑍64 + 𝑍65 )
𝑍𝑐12 =
(𝑍𝑏10 + 𝑍64 + 𝑍65 ) ∙ 𝑍𝑎10
= 0,098 + 0,368𝑗 Ом
𝑍62 + 𝑍𝑎10 + (𝑍𝑏10 + 𝑍64 + 𝑍65 )
Четвертый этап преобразования показан на рисунке Д.21.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
138
Рисунок Д.21 – Четвертый этап преобразования схемы от Маяковской ТЭС
Преобразование звезда-треугольник выполнено по формулам (Д.21-Д.23):
𝑍𝑎𝑏 =
𝑍𝑎 ∙ 𝑍𝑏 + 𝑍𝑎 ∙ 𝑍𝑐 + 𝑍𝑏 ∙ 𝑍𝑐
𝑍𝑐
(Д.21)
𝑍𝑎𝑐 =
𝑍𝑎 ∙ 𝑍𝑏 + 𝑍𝑎 ∙ 𝑍𝑐 + 𝑍𝑏 ∙ 𝑍𝑐
𝑍𝑏
(Д.22)
𝑍𝑏𝑐 =
𝑍𝑎 ∙ 𝑍𝑏 + 𝑍𝑎 ∙ 𝑍𝑐 + 𝑍𝑏 ∙ 𝑍𝑐
𝑍𝑎
(Д.23)
1
1
(𝑍𝑏12 + 𝑍63 )𝑍э12 +
+
1
1
1
1
1
1 𝑍э12
+
+
+
+
𝑍39 𝑍40 𝑍41
𝑍39 𝑍40 𝑍41
𝑍э12
= 16,402 + 109,765𝑗 Ом
(𝑍𝑏12 + 𝑍63 )
𝑍𝑎13 =
1
1
(
)
1
1
1 + 𝑍𝑏12 + 𝑍63 𝑍э12 + 1
1
1 𝑍э12
+
+
+
+
𝑍39 𝑍40 𝑍41
𝑍39 𝑍40 𝑍41
(𝑍𝑏12 + 𝑍63 )
= 26,296 + 105,382𝑗 Ом
(𝑍𝑏12 + 𝑍63 )
𝑍𝑏13 =
1
1
(𝑍𝑏12 + 𝑍63 )𝑍э12 +
+
1
1
1
1
1
1 𝑍э12
+
+
+
+
𝑍39 𝑍40 𝑍41
𝑍39 𝑍40 𝑍41
1
1
1
1
+
+
𝑍39 𝑍40 𝑍41
= 20,795 + 786,48𝑗 Ом
(𝑍𝑏12 + 𝑍63 )
𝑍𝑐13 =
Пятый этап преобразования показан на рисунке Д.22.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
139
Рисунок Д.22 – Пятый этап преобразования схемы от Маяковской ТЭС
Преобразование треугольник-звезда выполнено по формулам (6.5-6.7):
𝑍𝑎14
1
𝑍э11 ∙ 𝑍𝑎12 1
1
+
𝑍50 𝑍51
=
= −1,131 + 0,565𝑗 Ом
1
𝑍э11 + 𝑍𝑎12 1
+
𝑍
𝑎13
1
+
𝑍50 𝑍51
𝑍𝑏14 =
𝑍𝑐14
𝑍э11 ∙ 𝑍𝑎13
= 12,433 + 36,987𝑗 Ом
1
𝑍э11 + 𝑍𝑎12 1
1 + 𝑍𝑎13
+
𝑍50 𝑍51
1
𝑍𝑎13 ∙ 𝑍𝑎12 1
1
+
𝑍50 𝑍51
=
= −2,29 + 0,525𝑗 Ом
1
𝑍э11 + 𝑍𝑎12 1
1 + 𝑍𝑎13
+
𝑍50 𝑍51
𝑍𝑎15 =
(𝑍с12 + 𝑍с13 + 𝑍э13 + 𝑍с11 ) ∙ 𝑍𝑐13
(𝑍𝑏11 + 𝑍э4 ) + 𝑍𝑐13 + (𝑍с12 + 𝑍с10 + 𝑍э13 + 𝑍с11 )
= 11,41 + 399,019𝑗 Ом
𝑍𝑏15 =
(𝑍𝑏11 + 𝑍э4 ) ∙ (𝑍с12 + 𝑍с10 + 𝑍э13 + 𝑍с11 )
(𝑍𝑏11 + 𝑍э4 ) + 𝑍𝑐13 + (𝑍с12 + 𝑍с10 + 𝑍э13 + 𝑍с11 )
= 6,563 + 28,522𝑗 Ом
𝑍𝑐15 =
(𝑍𝑏11 + 𝑍э4 ) ∙ 𝑍𝑐13
(𝑍𝑏11 + 𝑍э4 ) + 𝑍𝑐14 + (𝑍с12 + 𝑍с10 + 𝑍э13 + 𝑍с11 )
= 5,483 + 25,934𝑗 Ом
Шестой этап преобразования показан на рисунке Д.23.
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
140
Рисунок Д.23 – Шестой этап преобразования схемы от Маяковской ТЭС
Преобразование треугольник-звезда выполнено по формулам (6.5-6.7):
𝑍𝑎16 =
𝑍𝑏16 =
𝑍𝑐16 =
(𝑍𝑎8 + 𝑍𝑎9 + 𝑍𝑎11 + 𝑍𝑏15 +
(𝑍𝑎8 + 𝑍𝑎9 + 𝑍𝑎11 + 𝑍𝑏15 +
𝑍38
) + 𝑍𝑐15 + 𝑍𝑏13
2
(𝑍𝑎8 + 𝑍𝑎9 + 𝑍𝑎11 + 𝑍𝑏15 +
(𝑍𝑎8 + 𝑍𝑎9 + 𝑍𝑎11 + 𝑍𝑏15 +
𝑍38
) 𝑍𝑐15
2
𝑍38
) 𝑍𝑏13
2
𝑍38
) + 𝑍𝑐15 + 𝑍𝑏13
2
= 1,309 + 7,046𝑗 Ом
= 6,403 + 28,695𝑗 Ом
𝑍𝑐15 ∙ 𝑍𝑏13
= 3,464 + 15,16𝑗 Ом
𝑍38
(𝑍𝑎8 + 𝑍𝑎9 + 𝑍𝑎11 + 𝑍𝑏15 +
) + 𝑍𝑐15 + 𝑍𝑏13
2
Седьмой этап преобразования показан на рисунке Д.24.
Рисунок Д.24 – Седьмой этап преобразования схемы от Маяковской ТЭС
Итоговое эквивалентное сопротивление 𝑍эм найдено по формуле (Д.24).
𝑍эм = 𝑍𝑎14 +
1
1
1
+
𝑍𝑏14 + 𝑍𝑏16 𝑍𝑐14 + 𝑍𝑎15 + 𝑍𝑎16
+ 𝑍𝑐16 = 18,488 + 83,84𝑗 Ом
(Д.24)
Найденное сопротивление 𝑍эм – это эквивалентное сопротивление от шин
Маяковской ТЭС до шин 110 кВ подстанции О-19 Поле
Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подпись Дата
ВКР.45.13.03.02.20 ПЗ
141
ПРИЛОЖЕНИЕ Е ТЭЦ на
древесных отходах.
Компоновка сооружений
142
3
ПРИЛОЖЕНИЕ Ж ПС О-19
ПОЛЕССК. СИСТЕМА
МОЛНИЕЗАЩИТЫ. СХЕМА
ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ РАСПОЛОЖЕНИЯ
147
1
Отзывы:
Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв