Реконстиукция подстанции

 

 

	Окончание таблицы 1.2
1	2	3	4	5	6	7
7206	ЦРП  - ТП-12	3	0,45	ААБ 3•120
	ТП-12 - ТП-10	2	0,35	ААБ 3•95
	ТП-12 - ТП-489	2	0,4	АСБ 3•120
	ТП-489 - ТП-5	0	0,2	АСБ 3•120
	ТП-12 - ТП-11	2	0,4	АСБ 3•120
РП - 332	ф. РП-332 - ТП-343	0	0,57	АСБ 3•240
РП - 15	Ф.РП – 15 - ТП-321	2	0,32	АСБ 3•120
	ТП-321 - ТП-714	2	0,18	АСБ 3•120
РП - 454	Ф.РП – 454 - ТП-952	2	1,2	АСБ 3•240
РП - 534	Ф. РП – 534 -  ТП-321	0	0,46	АСБ 3•35
РП - 353	Ф. РП – 353 - ТП-461	0	0,03	ААБ 3•25	0,25	АС-35

 

 

 

 

 

 

 

                                                                                           Таблица 1.3 

Токи короткого замыкания внешней системы

 

Система	Номер ТП узла Брянск-Восточный	Номинальный ток нагрузки	Ток КЗ максимальный, IКЗ МАК , А	Ток КЗ минимальный, IКЗ МИН , А
ПС Районная	461 343 952	Т-1     1375	16169	10161
		Т-2     1466
ПС Южная	714	Т-1    1144	14632	9131
		Т-2     1374
ПС Нефтемаш	321	Т-1    3547	11940	7894
		Т-2    3499
ПС Фокинская	55 653 2	Т-1    1144	14922	8938
		Т-2    1144
ПС Брянск-Восточный	201 ЦРП	Т-1    1094	14861	8167
		Т-2    1094

 

 

Существующая схема электроснабжения железнодорожного узла Брянск-Восточного района электроснабжения представлена в приложении (с измененными мощностями трансформаторов ТП-5, ТП-14, ТП-201).

Объекты железнодорожного узла получают питание от понижающих трансформаторных подстанций (ТП), которые связаны распределительной сетью 6 кВ, получающей в свою очередь питание от районных подстанций ПС «Брянск- Восточный»,  ПС «Фокинская», ПС «Нефтемаш», ПС «Южная», ПС «Районная» от независимых друг от друга, в аварийном режиме потребители могут быть запитаны от другой ПС.

Длина распределительной сети узла около 20,5км, доля воздушных линий около 20%. Кабельные линии выполнены проводами с алюминиевыми жилами сечением 35-240 мм 2.

Распределительная сеть 6 кВ выполнена в основном кольцевой. Имеется несколько рациональных линий для питания потребителей второй категории.

Многие ТП выполнены без выключателей. Это доставляет большие неудобства при присоединении таких ТП в кольца.

    

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. ВЫБОР РАСЧЁТНЫХ НАГРУЗОК

 

2.1. Расчёт нагрузок

 

Электрические нагрузки промышленных предприятий определяют выбор всех элементов системы электроснабжения. Поэтому правильное определение электрических нагрузок является решающим при проектировании и эксплуатации электрических сетей.

Воспользуемся методом упорядоченных диаграмм, который является основным при определении расчётных нагрузок систем электроснабжения. По этому методу расчетная максимальная нагрузка группы электроприёмников [2]

 

Рмакс= Кмакс• Ки• Рном,                    (2.1)

 

     где  Рмакс  – максимальная  мощность  потребителей,  принимаемая за  расчетную (Р);

            Рном  – номинальная  мощность  потребителей,  указанная в исходных  данных;

            Кмакс – коэффициент  максимума  служит  для  перехода  от  средней   нагрузки к максимальной, примем Кмакс = 1,52  (таблице 4.7);

                 Ки     – коэффициент  использования  характеризует  использование

                        активной мощности представляет  собой отношение средней

                        активной мощности за наиболее  нагруженную смену к номи-

                        нальной мощности, примем Ки = 0,3.

Зная номинальные мощности ТП и ЦРП, найдем расчётные мощности согласно формуле (2.1.):

      Р ЦРП = 750•0,3•1,52 = 342 кВт;                Р ТП-96 = 110 кВт;

      Р ТП-1 = 92 кВт; Р ТП-96А =137 кВт;

      Р ТП-2 = 372 кВт; Р ТП-178 =219 кВт;

      Р ТП-3 =114 кВт; Р ТП-194 =137 кВт;

      Р ТП-4 =114 кВт; Р ТП-201 =52 кВт;

      Р ТП-5 =160 кВт; Р ТП-232 =160 кВт;

      Р ТП-6 =447 кВт; Р ТП-306 =58 кВт;

      Р ТП-7 =140 кВт; Р ТП-321 =128 кВт;

      Р ТП-8 =29 кВт; Р ТП-343 =149 кВт;

      Р ТП-9 =50 кВт; Р ТП-461 =46 кВт;

      Р ТП-10 =255 кВт;  Р ТП-488 =182 кВт;

      Р ТП-11 =547 кВт; Р ТП-489 =137кВт;

      Р ТП-12 =378 кВт; Р ТП-653 =255 кВт;

      Р ТП-14 =287 кВт; Р ТП-714 =35 кВт;

      Р ТП-15 =287 кВт; Р ТП-952 =35 кВт;

      Р ТП-55 =342 кВт.

 

  2.2. Расчёт нагрузок в перспективе

 

 

Определение  перспективной потребности  в электроэнергии производиться с целью составления балансов электроэнергии  по энергосистеме и выявления необходимости ввода новых энергоисточников. Определение электрических нагрузок необходимо для решения большинства вопросов, возникающих при проектировании развития энергосистемы, в том числе выбора  значения и структуры генерирующих мощностей, напряжения и схемы электросетей, основного оборудования, расчетов режимов работы электросетей.

Основными потребителями электроэнергии является промышленность, электрифицированный транспорт, потребители быта и сферы обслуживания.

Основным методом подсчёта электропотребления на перспективу по регионам является метод прямого счёта, основанный на применении укрупнённых удельных норм или обобщённых показателей  электроэнергии по объёмам производства  или развитию потребителей.

Для выявления закономерностей изменения электропотребления на перспективу анализируется достаточно продолжительный отчётный период.

Изменение отношения темпов роста потребления электроэнергии к темпам производства называется коэффициентом опережения (Ко). Используя коэффициент опережения, рассчитаем мощности потребителей с перспективой по формуле:

 

РП = Р • Ко,                                                                     (2.2)

 

     где   РП – мощность потребителя в перспективе;

              Р  – расчетная мощность потребителя;

              КО– коэффициент опережения, КО = 1,3   [3]

    Произведём расчёты согласно  формуле (2.2)   

 Рп ЦРП =342 • 1,3 = 445 кВт;                         Рп ТП-96 = 143 кВт;

 Рп ТП-1 = 120 кВт;                                           Рп ТП-96А =178 кВт;

 Рп ТП-2 = 484 кВт; Рп ТП-178 =285 кВт;

  Рп ТП-3 =148 кВт; Рп ТП-194 =178 кВт;

 Рп ТП-4 =148 кВт; Рп ТП-201 =68 кВт;

 Рп ТП-5 =208 кВт; Рп ТП-232 =208 кВт;

 Рп ТП-6 =581 кВт; Рп ТП-306 =75 кВт;

 Рп ТП-7 =182 кВт; Рп ТП-321 =166 кВт;

 Рп ТП- 8 =38 кВт; Рп ТП-343 =194 кВт;

Рп ТП-9= 65 кВт; Рп ТП-461 =60 кВт;

Рп ТП-10= 332 кВт;  Рп ТП-488 =234 кВт;

Рп ТП-11= 711 кВт; Рп ТП-489 =178кВт;

Рп ТП-12= 491 кВт; Рп ТП-653 =332 кВт;

Рп ТП-14= 373 кВт; Рп ТП-714 =46 кВт;

Рп ТП-15= 373 кВт; Рп ТП-952 =46 кВт;

Рп ТП-55= 445 кВт.

 

3. РАСЧЁТ МОЩНОСТЕЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТП и ЦРП

 

3.1. Расчёт мощности трансформаторов

 

Одним из основных расчётов является расчёт мощностей трансформаторов. Использовать для выбора трансформаторов лишь по  активным  нагрузкам Р было бы не верно, поэтому найдём реактивную мощность потребителя [4]. 

Реактивную мощность потребителя Q находим из формулы [5, 3.25]:

сos = = ,                                       (3.1)

 

     где  cos   –  коэффициент мощности,  cos   [6, таблице6.9], [6, таблице6.14],

                   SП  – полная мощность потребителя [5, 3.23].

Зная мощности потребителей, мощность трансформатора рассчитывается по формуле [4]:

S • ,                                         (3.2)

 

      где   S  – мощность трансформатора;

              Р   – активная мощность нагрузки;

              Q  –  реактивная мощность нагрузки;

              Q к – суммарная мощность устанавливаемых компенсирующих

                  установок;

          –  коэффициент загрузки трансформаторов.

 

 

 

          3.2. Нормальный режим

 

Рассмотрим  расчёт мощности трансформаторов на примере  ЦРП.

В нормальном режиме в однотрансформаторных подстанциях работает один трансформатор и коэффициент =1,  в  двухтрансформаторных подстанциях  работают два трансформатора  и  коэффициент =0,7 [4].

Для того, чтобы рассчитать мощность трансформатора (S1) рассчитаем  реактивную мощность, которую имеет потребитель сейчас Q и в перспективе QП, согласно формуле (3.1):

Q =

=112 квар;

QП =

  =146 квар.

Зная  активную и реактивную мощности, согласно формуле (3.2), мы можем найти мощность трансформатора (S 1), которую нам надо сейчас и в перспективе:

S 2

0,7• = 252 кВА;

SП2

0,7• = 327 кВА.

 

Расчет остальных ТП проводиться аналогично. Полученные данные сносим в табл. 3.1.

 

          3.3. Вынужденный режим

 

Когда на двухтрансформаторной подстанции выходит из строя или необходимо вывести в ремонт один из трансформаторов, т.е. в вынужденном режиме,  один трансформатор должен выдержать всю нагрузку. В вынужденном режиме в работе только один трансформатор, поэтому коэффициент = 1, как и в однотрансформаторной подстанции.

Рассмотрим  расчёт мощности трансформаторов на примере  ЦРП.