Дипломная работа: Реконструкция подстанции "Гежская" 110/6 кВ

2. Намечаем возможные варианты номинальной мощности выбираемых трансформаторов с учетом допустимой нагрузки их в нормальном режиме и допустимой перегрузки в аварийном режиме;

3. С учетом возможности расширения или развития подстанции решаем вопрос о возможной установке более мощных трансформаторов на тех же фундаментах.

Нефтяная промышленность относиться к потребителям I-ой категории по электроснабжению, в связи с непрерывным технологическим процессом. Согласно ПУЭ потребители первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервируемых источников питания. Из этого следует, что на реконструируемой подстанции необходимо установить два трансформатора, мощностью достаточной для принятия всей нагрузки первой категории одним трансформатором в аварийном режиме, с учетом работы с допустимой перегрузкой в часы пик.

Перегрузка трансформаторов допускается сверх номинального тока до 40% общей продолжительностью не более 6 часов в сутки в течение 5 суток подряд, при условии что коэффициент загрузки в нормальном режиме не превышал 93%.

Выбор номинальной мощности трансформаторов ПС осуществляем по полной расчётной мощности (п. 2.1): = 3049 кВА. По справочнику выбираем ближайший по мощности трансформатор марки ТМН 6300/110 с низшим напряжением 6,3 кВ и следующими техническими данными: = 44 кВт, =10,5%.

Проверяем возможность работы выбранного трансформатора в аварийном режиме:

;

кВА.

Определим коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме: ;

Данный трансформатор подходит для установки на модернизируемой подстанции, т.к. в аварийном режиме он способен полностью принять на себя нагрузку также учитывая заданные условия о будущем увеличении нагрузки потребителей, окончательно останавливаемся на варианте замены масляного трансформатора 2,5 МВА трансформатором мощностью 6,3 МВА типа ТМН 6300/110.

2.3 Выбор и обоснование контрольных точек расчёта и вида тока короткого замыкания

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение коротких замыканий в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определить токи КЗ и по ним выбрать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.

Места расположения точек КЗ выбирают таким образом, чтобы при КЗ проверяемое электрооборудование, проводники находились в наиболее неблагоприятных условиях. Например, для выбора коммутационной аппаратуры необходимо выбирать место КЗ непосредственно на их выходных зажимах, выбор сечения кабельной линии производят по току КЗ в начале линии. Места расположения точек КЗ при расчётах релейной защиты определяют по ее назначению – в начале или конце защищаемого участка.

Выделим что место короткого замыкания в зависимости от назначения выбирается из следующих основных соображений:

1. Ток КЗ должен проходить по ветвям, для которых выбирается (проверяется) аппаратура или рассчитываются параметры релейной защиты;

2. Для определения наибольшего значения тока КЗ при данном режиме место короткого замыкания выбирается у места установки защиты (в начале линии, до трансформатора и т.д., считая от источника питания). Для определения наименьшего значения тока КЗ место короткого замыкания выбирается в конце защищаемого участка или в конце следующего (резервируемого) участка для проверки резервирующего действия защиты;

3. Для согласования чувствительности двух устройств релейной защиты место короткого замыкания выбирается в конце зоны действия того устройства, с которым ведётся согласование;

4. Для ?