Главная

Популярная публикация

Научная публикация

Случайная публикация

Обратная связь

ТОР 5 статей:

Методические подходы к анализу финансового состояния предприятия

Проблема периодизации русской литературы ХХ века. Краткая характеристика второй половины ХХ века

Ценовые и неценовые факторы

Характеристика шлифовальных кругов и ее маркировка

Служебные части речи. Предлог. Союз. Частицы

КАТЕГОРИИ:






Вибір трансформаторів головної понижувальної підстанції з урахуванням допустимих перевантажень




ЗМІСТ

 

стор.

Вступ ……………………………………………………………………………………….....1

Завдання на курсовий проект……………………………………………………………....3

1. Вибір трансформаторів головної понижувальної підстанції

з урахуванням допустимих перевантажень…………………………………………....4

2. Техніко – економічний розрахунок щодо вибору трансформаторів ГПП………....12

3. Розрахунок струмів короткого замикання та теплових імпульсів………………...15

4. Вибір площі поперечного перерізу струмоведучих елементів……………………..20

4.1. Визначення струмів нормального і максимального

режимів у приєднаннях ГПП……………………………………………………..20

4.2. Вибір площі поперечного перерізу струмоведучих елементів з

перевіркою їх на термічну та динамічну стійкість до струмів КЗ……….....23

5. Вибір комутаційних апаратів…………………………………………………………...32

6. Вибір вимірювальних трансформаторів струму та напруги………………………..34

6.1. Вибір вимірювальних трансформаторів струму………………………………....34

6.2. Вибір вимірювальних трансформаторів напруги……………………………….41

7. Вибір схем оперативного струму і трансформаторів власних потреб на ГПП....42

Список використаної літератури………………………………………………………….44

 

 
 


ВСТУП

 

Електроенергія є найбільш універсальним видом енергії. Широке застосування електроенергії в усіх галузях промисловості, транспорті і використання в биту пояснюється відносною простотою її вироблення, передачі, розподілом між споживачами і легкістю перетворення в інші види енергії – теплову, механічну, світлову і т. д.

Передача електроенергії від джерела до споживача здійснюється по електричній мережі, що являє собою сукупність повітряних і кабельних ліній електропередачі і підстанцій, що обслуговують певну територію. У випадку коли споживач знаходиться на невеликій відстані від джерела, передачу і розподіл електроенергії між електроспоживачами здійснюють на напрузі, що виробляється генераторами станції, а якщо відстань між електроспоживачами і джерелом значна, для економічності передачу електроенергії здійснюють при підвищєнній напрузі. З цією метою на виході джерела енергії встановлюють трансформатори, які підвищують напругу, а в місцях споживання – трансформаторні підстанції які знижують напругу; від цих підстанцій і здійснюють розподіл електроенергії між електроспоживачами.

На підстанціях окрім трансформаторів є комутаційна апаратура (вимикачі, роз’єднувачі і т.д.), за допомогою якої відбувається включення і виключення ліній, а також захисна апаратура і інше обладнання. Якщо на підстанції встановлені трансформатори для зміни напруги, то вона називається трансформаторною. Якщо ж на підстанції відбувається перетворення змінного струму в постійний або навпаки, то така підстанція називається перетворювальною.

Сукупність електростанцій, електричних і теплових мереж, з’єднаних між собою і зв’язаних загальністю режиму в неперервному процесі виробництва, перетворення і розподілу електроенергії і тепла при загальному управлінні процесом, створює енергетичну систему.

Виходячи із техніко – економічних міркувань всі електростанції розташовані в одному або декількох сусідніх районах, зв’язуються за допомогою ЛЕП різної напруги і підстанцій для паралельної роботи на загальне навантаження, створюють електроенергетичну систему.

Основні вимоги до електричних мереж.

Споживачів електроенергії за надійністю електропостачання розділяють на три групи:

І – споживачі, порушення електропостачання яких може призвести до загрози життю людей, значних збитків у народному господарстві, пошкодження обладнання, масовий брак продукції, порушення складного технологічного процесу і особливо важливих елементів міського господарства.;

ІІ – споживачі, перерва в електропостачанні яких пов’язана з суттєвою недодачею продукції, простоєм робочих механізмів і промислового транспорту, порушенням нормальної життєдіяльності міських мешканців.

ІІІ – решта споживачів, які не підходять під визначення І та ІІ категорій (електроспоживачів цехів несерійного виробництва, допоміжних цехів, невеликих сіл і т.д.).

 

 


Резервування електроспоживачів потрібно вирішувати з мінімальними затратами коштів і електроустаткування враховуючи характер і масштаб виробництва при обов’язковому забезпеченні надійності електропостачання груп споживачів, що вимагають підвищєнного резервування.

Для цього необхідно:

повністю використовувати перевантажувальну здатність трансформаторів, кабелів і іншого електрообладнання при аварійних режимах з урахуванням попереднього навантаження ті інших факторів. При цьому комутаційні апарати слід вибирати так, щоб їх параметри не лімітували повне використання перевантажувальної здатності електрообладнання;

 

враховувати ступінь резервування в технологічній частині: наявність взаєморезервуючих паралельних технологічних потоків з живленням від незалежних джерел, наявність резервних технологічних агрегатів (насоси, компресори і т. д. з окремим живленням), наявність резервних ємностей (бункери, баки, склади сировини);

передбачати автоматичне (або ручне) завантаження при аварії шляхом відключення невідповідальних споживачів, виділяючи живлення навантажень ІІІ категорії для можливості їх відключення по аварійному графіку.

Електроспоживачі І категорії повинні отримувати електроенергію від двох незалежних джерел живлення, і перерва в електропостачанні може бути лише на час автоматичного вводу резервного живлення.

Для споживачів ІІ категорії допускаються перерви в електропостачанні на час, необхідний для включення резервного живлення черговим персоналом або виїзною оперативною бригадою. Живлення споживачів ІІ категорії можливе по одній повітряній лінії напругою 6 кВ і більше. При живленні споживачів по кабелям допускається живлення однією лінією, але розщепленою не менше ніж на два кабеля, підключених через самостійні роз’єднувачі. При наявності централізованого резерву споживачі ІІ категорії живляться від одного трансформатора.

Для споживачів ІІІ категорії можливі перерви в електропостачанні на час, необхідний для ремонту або заміни пошкодженого елемента системи електропостачання, але не більше однієї доби.

 

Завдання на курсовий проект

Варіант № 53(28+25)

Початкові дані для виконання курсового проекту наведені в табл. 1 і 2.

Таблиця 1

Вища напруга UВН, кВ  
Середня напруга UСН, кВ
Нижча напруга UНН, кВ 6,3
Тип підстанції за способом приєднання до системи Проміжна
Кількість ліній, од./ потужність однієї лінії, що відходять від РП, МВ·А
Потужність транзиту
Максимальне навантаження S макс сн МВ·А
Максимальне навантаження S макс нн МВ·А  
Кількість двигунів і їх типи, що приєднанні до РП 6*АК-12-41-4
Кількість використання годин максимуму навантаження Тмакс, год  
Встановлена потужність
Опір системи
Потужність короткого замикання на шинах РПВН МВ·А  
Еквівалентна температура навколишнього середовища tф.с.,ºС  
Частка невантаження споживачів ІІІ категорії надійності n 0,45

 

Таблиця 2

Тривалість навантаження в години доби τ, год Коефіцієнт навантаження в частках від максимального  
0…1 0,4
1…5 0,35
5…8 0,65
8…12 0,7
12…13 0,35
13…15 0,5
15…18 0,7
18…19 0,85
19…21  
21…22 0,9
22…23 0,55
23…24 0,4

 

 

Вибір трансформаторів головної понижувальної підстанції з урахуванням допустимих перевантажень

1.1 Вибір трансформаторів ГПП із умови забезпечення електропостачання споживачів електроенергії всіх категорій надійності в аварійному режимі роботи

В данному варіанті при визначенні розрахункової потужності трансформатора з використанням SΣмакс вибрані трансформатори в нормальному режимі роботи підстанції повинні працювати на сумарне навантаження споживачів електроенергії І, ІІ і ІІІ категорій надійності. В аврійному режимі, коли на підстанції працює один трансформатор, останній з допустимим аварійним перевантаженням повинен забезпечити електропостачання споживачам І, ІІ і ІІІ категорії.

 

 

РПВН 115 кВ

 

РПНН 6,3 кВ

 

 

макс НН

 

Рис.1. Схема двотрансформаторної підстанції

 

Розрахунки для побудови добового графіка навантаження підстанції (рис.2) наведено в табл.3.

Таблиця 3

Δτ Навантаження обмоток трансформатора, МВ·А в години доби
ВН   Sмакс ВН   НН1 НН2
0,4 0…1      
0,35 1…5 8,75 4,375 4,375
0,65 5…8 16,25 8,125 8,125
0,7 8…12 17,5 8,75 8,75
0,35 12…13 8,75 4,375 4,375

 

 

Продовження Таблиця 3

0,5 13…15 12,5 6,25 6,25  
0,7 15…18 17,5 8,75 8,75  
0,85 18…19 21,25 10,625 10,625  
  19…21   12,5 12,5  
0,9 21…22 22,5 11,25 11,25  
0,55 22…23 13,75 6,875 6,875  
0,4 23…24        
  S,МВА                    
 
 
                   
                       
                       
                       
                       
                       
                       
                       
                       
                       
                       
                       
                       
                       
                       
                       
                       
                       
                       
                       
                       
                       
                    τ,год  
                                 

 

Рис.2. Добовий графік навантаження підстанції

споживачами І, ІІ та ІІІ категорій надійності

 

Розрахункова потужність трансформатора

 
 

 


Sном тр = 25000 кВ·А = 25 МВ·А.

 

 

Використовуючи довідник Нєклєпаєва для UВН = 115 кВ і UНН = 6,3 кВ приймаємо для встановлення на підстанції трансформатори типу ТРДНС – 25000/110 параметри якого наведені в табл.4.

Таблиця 4

Uвн, кВ Uнн, кВ ΔРх, кВт ΔРк, кВт Uквн-нн1//нн2, % Uк нн1//нн2, % Іх, % К, грн.
  6,3     10,5   0,65 1 637 000

Згідно попередніх розрахунків для встановлення на підстанції приймаємо два трансформатора типу ТРДНС – 25000/110.

Визначення допустимості систематичних та аварійних перенавантажень трансформаторів ГПП.

Систематичне перевантаження.

Оскільки, сумарна встановлена потужність трансформаторів

 

а максимальне навантаження підстанції 25 МВ·А, то систематичного перевантаження не буде.

Аварійне перевантаження.

В аварійному режимі роботи працює один трансформатор (Sном тр = 25 МВ·А) на сумарне навантаження підстанції (25 МВ·А), отже, аврійного перевантаження не буде.

По першому варіанту вибору трансформаторів для підстанції пропоную встановити два трансформатора типу ТРДНС – 32000/35.

 

1.2 Вибір трансформаторів ГПП із умови забезпечення електропостачання споживачів лише І та ІІ категорій надійності в аварійному режимі роботи.

 

За другим варіантом вибору трансформаторів для ГПП – з використанням S΄Σмакс – в нормальному режимі трансформатори також працюють на споживачів І,ІІ та ІІІ категорій. Такий підхід до вибору потужності трансформаторів є дещо умовним, проте він дає можливість ознайомитсь з методикою техніко–економічних показників при виборі трансформаторів.

Потужність споживачів І та ІІ категорії надійності

       
   
 

Розрахункова потужність трансформатора

 

 

Sном ТР = 16 МВ·А > Sроз ТР = 9,821 МВ·А.

 

 

Використовуючи довідник Нєклєпаєва для UВН = 115 кВ і UНН = 6,3 кВ приймаємо для встановлення на підстанції трансформатори типу ТДН – 16000/110 параметри якого наведені в табл.5.

Таблиця 5

Uвн, кВ Uнн, кВ ΔРх, кВт ΔРк, кВт Uквн-нн, % Іх, % К,грн.
  6,6     10.5 0,7 1 300 000

 

 

В нормальному режимі систематичних перевантажень не буде, так як, сумарне навантаження підстанції – 25 МВ·А,а встановлена потужність трансформаторів – 32 МВ·А.

В аварійному режимі також не буде аварійного перевантаження, оскільки, максимальне навантаження підстанції – 13,75 МВ·А, а потужність трансформатора – 16 МВ·А.

 

Згідно розрахунків на підстанції може бути встановлено два трансформатора типу ТРДНС – 25000/110, або два трансформатора типу ТДН – 16000/110.

 

 


 

2. Техніко – економічний розрахунок щодо вибору трансформаторів ГПП

 

Порівняльну характеристику вибору трансфрпматорів виконаємо зіставленням приведених затрат (З), вибираючи варіант з найменшими зведеними затратами. Якщо вважати, що ГПП за термін до одного року, а щорічні витрати будуть постійні, то сумарні зведені затрати, грн/рік

 

З = ЕнК+С+У,

 

де Ен – нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень, Ен = 0,10; К – одноразові капітальні вкладення за варіантом, що розглядається, грн; С – щорічні поточні витрати виробництва при нормальній роботі ГПП за даним варіантом, грн/рік; У – збитки від недовідпуску електроенергії споживачам, грн/рік.

При порівнянні варіантів проектованої підстанції, в одноразові капітальні вкладення К можна врахувати лише лише вартість трансформаторів. Збитки від недовідпуску електроенергії вважаємо однаковими для всіх варіантів ГПП, а тому їх не враховуємо.

Щорічні поточні витрати

 

С = ЕпрК+ЕаК+Ве,

 

де Епр – коефіцієнт відрахувань на поточний ремонт та обслуговування. Для установок напругою до 150 кВ включно Епр = 0,03; Еа – коефіцієнт відрахувань на амортизайію, який можна прийняти таким, що дорівнює 0,063; Ве – вартість втрат електроенергії в трансформаторах, грн/рік

 

Ве = Се·ΔW·10-2,

 

де Се – середня собівартість 1 кВт · год електроенергії в електросистемі, коп. Для розрахунків беремо Се = 130,7 коп/кВт · год, згідно НКРЕКУ від 28.04.2016 №755; ΔW­­ – втрати електроенергії в трансформаторах підстанції за рік, кВТ · год.

Втрати електроенергії за рік за паралельної роботи n трансформаторів з розщепленими обмотками низької напруги

 

 

де Рх, Рк – потужність втрат електроенергії в трансформаторі відповідно в режимі холостого ходу та короткого замикання, кВт; Т – кількість годин приєднання трансформатора до живильної мережі за рік, год, Т = 8760 год; m, k, f – кількість ступенів добового графіка навантаження підстанцї відповідно на вищій, середній та низькій напругах.; Sі вн, Sі нн1 , Sі нн2 – поточне навантаження і - го ступеня добового графіка відповідно на вищій та нижчій напругах, МВ·А; Δτі – тривалість і - го ступеня добового навантаження, год; Sном – номінальна потужність трансформатора, МВ·А.

Розрахунок ведемо у табличній формі окремо для кожного варіанта (табл. 6).

 

Таблиця 6

Години доби τ, год Трива- лість наван- таження Δτ Обмотка трансформатора
ВН НН1 НН2
Навантаження обмотки ВН у години доби Sі вн МВ·А S2іВН·Δτі Навантаження обмотки НН1 у години доби Sі НН1 МВ·А S2іНН1·Δτі Навантаження обмотки НН2 у години доби Sі НН2 МВ·А S2іНН2·Δτі
0…1              
0…5   8,75 306,25 4,375 76,562 4,375 76,562
5…8   16,25 792,187 8,125 198,046 8,125 198,046
8…12   17,5   8,75 306,25 8,75 306,25
12…13   8,75 76,562 4,375 19,14 4,375 19,14
13…15   12,5 312,5 6,25 78,125 6,25 78,125
15…18   17,5 918,75 8,75 229,687 8,75 229,687
18…19   21,25 451,562 10,625 112,89 10,625 112,89
19…21       12,5 312,5 12,5 312,5
21…22   22,5 506,25 11,25 126,562 11,25 126,562
22…23   13,75 189,062 6,875 47,265 6,875 47,265
23…24              
Разом 6228,123 1557,027 1557,027

Варіант №1.

На підстанції встановлено два трансформатора типу ТРДНС – 25000/110.

 

 

 


Ве = Се·ΔW·10-2 = 130,7·6,017×105 ·10-2 = 7,864×105 грн/рік.

 

С = ЕпрК+ЕаК+Ве = 0,03·2×1 637 000 + 0,063·2×1 637 000 +7,864×105 = 1,091×106 грн/рік.

 

З = ЕнК+С+У = 0,10·2×1 637 000 + 1,091×106 = 1,417×106 грн/рік.

 

Варіант №2.

На підстанції встановлено два трансформатора типу ТДН – 16000/110.

 

 

 


Ве = Се·ΔW·10-2 = 130,7 · 6,984·105 ·10-2 = 9,128×105 грн/рік.

 

 

С = ЕпрК+ЕаК+Ве = 0,03·2×1 300 000 + 0,063·2×1 300 000 + 9,128×105 = 1,155×106 грн/рік.

 

З = ЕнК+С+У = 0,10·2× 1 300 000 + 1,155×106 = 1,419×106 грн/рік.

 

Результати техніко – економічного розрахунку наведені в табл.8.

 

Таблиця 8

№ пор Тип трансформаторів на ГПП і їх кількість 2×ТРДНС 25000/110 2×ТДН 16000/110
Складові річних витрат Сума по варіантах
  Капіталовкладення з урахуванням нормативного коефіцієнта ефективності ЕнК 327 400 260 000
  Відрахування на поточний ремонт та обслуговування ЕпрК 98 220 78 000
  Відрахування на амортизацію ЕаК 206,262 163 800
  Втрати електроенергвї ΔW, кВт · год 6,017×105 6,984×105
  Вартість втрат електроенергії СΔW 7,864×105 9,128×105
  Приведені затрати 1,417×106 1,419×106

 

 

Згідно техніко – економічного розрахунку, пропоную встановити на підстанції два трансформатора типу ТРДНС – 25000/110.

 

3. Розрахунок струмів короткого замикання та теплових імпульсів

 

       
 
2×ТРДНС 25000/110
 
   
6,3 кВ

 

 


Рис. 4. Схема електропостачання
115 кВ
Схема заміщєння підстанції і приведення опорів до базових умов.

6,3 кВ

Рис. 5. Схема заміщєння підстанції

Потужність короткого замикання (КЗ) на шинах 115кВ складає 5000 МВ·А

Sкз = 5000 МВ·А.

Базова птужність

Sб = 1000 МВ·А.

Базисна напруга

Uб = 115 кВ.

 

 


Струм короткого замикання у точці К1

 

       
 
 
   

 

 


Опори обмоток трансформатора ТРДНС 25000/110

       
   
 
 

 

 


Визначення заключного опру (точка К2) при умові, що секційний вимикач ввімкнуто

 
 

 

 


Відносний струм короткого замикання

 

 
 

 

 


Базисний струм

 

 

Струм короткого замикання у точці К2

 

 


Оскільки на підстанції є двигуни типу 6×АК – 12 – 41 – 4, то їх необхідно врахувати як додаткові джерела енергії, що генерують струм до місця КЗ. Параметри двигунів наведені в табл. 9 (табл. 4.27 [3]).

Таблиця 9

Рном, кВт Uном, кВ nном, об/хв   η, % cosφ
      2,7 - - - 93,5 0,89

 

 

Номінальний струм двигунів

 

 

       
   
 
 

 

 


Діюче значення періодичної складової струму КЗ від n асинхронних двигунів

 

 

де Х"дв – початковий надперехідний опір двигуна

 

 
 

 

 


Ударний струм від двигунів

 

 


де Куд – ударний коефіцієнт Ку = 1,85

 

Струм КЗ у точці К2 з урахуванням двигунів

 

І0.0 = І0,0 + І0,0дв = 45,82 + 2.124 = 47,944 кА.

 

Постійну часу короткозамкненої ділянки Та можна визначити із рівняння, маючи значення ударного кокфіцієнта Куд = 1,85

 

 

 


Визначення теплового імпульсу

 

         
 
 
   
 
   


де τк – час протікання режиму КЗ, с.

 

τк = τ'р.з + τп.в = 0,3 + 0,09 = 0,39 с,

 

де τ'р.з – максимальний час спрацювання релейного захисту для данного приєднання (табл. 8. [4]);

τп.в – час спрацювання вимикача (табл. 8. [4]).

Значення теплового імпульсу в точці К1

 

 

Значення теплового імпульсу в точці К2 (без урахування двигунів)

 

де τк = τ'р.з + τп.в = 1 + 0,2 = 1,2 с.

Значення теплового імпульсу в точці К2 (з урахуванням двигунів)

 

 
 

 

 


Визначення ударного струму КЗ

 

Ударний струм КЗ у точці К1

     
 
 
 

 

 


Ударний струм КЗ у точці К2 (без урахування двигунів)

 

Ударний струм КЗ у точці К2 (з урахуванням двигунів)

 



Визначення заключного опру (точка К2) при умові, що секційний вимикач вимкнуто

 

 


Відносний струм короткого замикання

 

 

 


Струм короткого замикання у точці К2

 

 


Діюче значення періодичної складової струму КЗ від n асинхронних двигунів

 
 

 


Ударний струм від двигунів

 

 


де Куд – ударний коефіцієнт Ку = 1,85

 

 

Струм КЗ у точці К2 з урахуванням двигунів

 

І0.0 = І0,0 + І0,0дв = 22,91 + 2.124 = 25.034 кА.

 

Значення теплового імпульсу в точці К2 (без урахування двигунів)

 
 

 

 


Значення теплового імпульсу в точці К2 (з урахуванням двигунів)

 
 

 


Ударний струм КЗ у точці К2 (без урахування двигунів)

 
 

 

 


Ударний струм КЗ у точці К2 (з урахуванням двигунів)

 
 

 

 


Результати розрахунку струмів короткого замикання та теплових імпульсів наведені в табл.10.

Таблиця 10

Розрахункова точка КЗ Uб, кВ Іб, кА Хзак в.о. І0.0, кА Куд Іуд, кА τпр с іапр кА τк, с Та , с Вк кА2с
РПВН   5.02 2.1 25.102 1,85 65.674 0,06 - 0,39 0,062 284.51
РПНН СВ+ 6,3 91.643 2.1 45,82 1,85 119.879 0,81 - 1,2 0,062  
СВ- 6,3 91.643 4.2 22,91 1,85 59,939 0,81 - 1,2 0,062 662,13
з двигунами. СВ+ 6,3 91.643 2.1 47,944 1,85 125.436 0,81 - 1,2 0,062  
СВ- 6,3 91.643 4.2 25.034 1,85 65.496 0,81 - 1,2 0,062 790.60

 

 

4. Вибір площі поперечного перерізу струмоведучіх елементів

 

4.1. Визначення струмів нормального і максимального

режимів у приєднаннях ГПП

 

Визначаючи струми нормального і максимального режимів Інорм, Імакс, А, у приєднанні трансформаторів двотрансформаторних підстанцій до РПВН, врахуємо те, що струми визначають з урахуванням перспективи зростання навантажень. У зв’язку з цим для розрахунків береться номінальна потужність трансформатора на один ступінь стандартної шкали більша – S'ном.тр порівняно з Sном.тр – номінальною потужністю трансформаторів, що встановлюються на ГПП. Оскільки на підстанції встановлені трансформатори типу ТРДНС 25000/110, то S'ном.тр = 32000 кВ·А

 

 

             
   
 
   
 
 
 
   

 


Для проміжних підстанцій струми тривалого режиму для живильних ліній Інорм.ЖЛ та Імакс.ЖЛ такі самі, як і в приєднаннях трансформаторів до РПВН (блок лінія – трансформатор)

 

Інорм.ЖЛ = Інорм.тр = 112,458 А;

 

Імакс.ЖЛ = Імакс.тр = 224,916 А.

 

Струми нормального та максимального режимів у приєднанні трансформаторів до РПНН

 

 

Для розподільних пристроїв з класом напруг 6,3 кВ як струмоведучі елементи до споживачів приймаємо кабельні лінії (КЛ) з алюмінієвими жилами та паперовою ізоляцією, просякнутою трансформаторним маслом. При розподілі електроенергії між споживачами на цих класах напруг необхідно мати три типи кабельних ліній пропускною здатністю в межах 1, 2 та 3 МВ·А.

 

 

Оскільки, на підстанції встановлено два трансформатора з розщєпленими обмоткакми низької напруги, то маємо чотири секції збірних шин. Визначимо потужність, що передається однією секцією збірних шин

 

       
 
 
   

 

 


Рис.6. Схема електропостачання

Приймаємо одну кабельну лінію потужністю 3 МВ·А, одну кабельну лінію потужністю 2 МВ·А і дві кабельні лінії потужністю по 1 МВ·А.

Маючи кількість кабельних ліній та їх потужність визначимо струми нормального та максимального ркжимів

 

 

 


де Sмакс.КЛ – максимальне навантаження, що передається однією кабельною лінією; КНН – коефіцієнт середньодобового завантаження обмотки НН трансформатора

 

 


де Sсер.НН – середньоквадратичне добове завантаження обмотки трансформатора

 

 

 


Струми нормального і максимального режимів для кабельних ліній потужністю 1 МВ·А

     
 
 
 

 

 


Струми нормального і максимального режимів для кабельних ліній потужністю 2 МВ·А

     
 
 
 

 

 


Струми нормального і максимального режимів для кабельних ліній потужністю 3 МВ·А

 

     
 
 
 

 


Результати розрахунків струмів нормального та максимального режимів роботи приєднань ГПП наведені в табл.11.

 

Таблиця 11

№ пор Найменування приєднань РПВН РПНН
Інорм, А Імакс, А Інорм, А Імакс, А
  Приєднання трансформаторів 112,458 224,916    
  Збірні шини    
  Секційні, шиноз’єднувальні вимикачі    
  Живильні лінії 112,458 224,916
  Приєднання кабельних ліній Sмакс = 1 МВ·А 41,972 91,643
Sмакс = 2 МВ·А 83,945 183,286
Sмакс = 3 МВ·А 125,917 274,929

 

4.2. Вибір площі поперечного перерізу струмоведучих елементів

з перевіркою їх на термічну та динамічну

стійкість до струмів КЗ

 

Вибір площі поперечного перерізу живлячих ліній

 

Для алюмінієвих проводів при Тмакс = 3800 год економічно вигідна густина струму jек = 1,1 А/мм2 (табл.2.1[2]).

Площа економічно вигідного перерізу

 

 


Приймаємо сталеалюмінієві проводи марки АС – 150/24, стандартний переріз Sст =150мм2 , тривалодопустимий струм Ідоп = 450 А (табл.7.35[3]).

Тривалодопустимий струм з урахуванням поправки на температуру навколишнього середовища

 

 


де tдоп – тривалодопустима максимальна температура tдоп = 70°С; tопт – оптимальна температура навколишнього середовища tопт = 25°С, = 30°С - з вихідних даних. Оскільки маємо І'доп = 424,264 А > Імакс.ЖЛ = 224,916 А то остаточно приймаємо проводи марки АС – 150/24.

Вибір площі поперечного перерізу збірних шин РПНН

 

Площа економічно вигідного перерізу

 

 


Приймаємо алюмінієві шини коробчатого перерізу, стандартний переріз Sст = 2×775 мм2 , тривалодопустимий струм Ідоп = 2820 А (табл.7.6[3]).

Тривалодопустимий струм з урахуванням поправки на температуру навколишнього середовища

 

 


Оскільки маємо І'доп = 2659 А > Імакс.ЗШ = 2053 А то остаточно приймаємо алюмінієві шини коробчатого перерізу, стандартний переріз Sст = 2×775 мм2 .

 

Вибір площі поперечного перерізу кабельних ліній

 

Вибір площі поперечного перерізу кабельних ліній потужністю 1 МВ·А.

 

Для кабельних ліній при Тмакс = 3800 год економічно вигідна густина струму jек = 1,4 А/мм2 (табл.2.1[2]).

Площа економічно вигідного перерізу

 

 


Приймаємо кабель з алюмінієвими жилами з паперовою просоченою маслоканіфольною і нестікаючою масами ізоляцією у свінцевій оболонці марки ААШвУ–3×35, стандартний переріз Sст = 35 мм2 , тривалодопустимий струм Ідоп = 125А (табл.7.10[3]).

Тривалодопустимий струм з урахуванням поправки на температуру навколишнього середовища

 

 


де tдоп – тривалодопустима максимальна температура tдоп = 60°С; tопт – оптимальна температура навколишнього середовища tопт = 15°С.

Оскільки маємо І'доп = 102,062 А > Імакс.КЛ = 91,643 А то остаточно приймаємо кабель марки ААШвУ–3×35.

 

Вибір площі поперечного перерізу кабельних ліній потужністю 2 МВ·А.

 

Площа економічно вигідного перерізу

 

 


З економічних міркувань оберемо найближчє значення стандартного перерізу. Обираємо кабель марки ААШвУ–3×95, стандартний переріз Sст = 95 мм2 , тривалодопустимий струм Ідоп = 225 А (табл.7.10[3]).

Тривалодопустимий струм з урахуванням поправки на температуру навколишнього середовища

 

 


Оскільки маємо І'доп = 183,712 А > Імакс.КЛ = 183,286 А то остаточно приймаємо кабель марки ААШвУ–3×95.

 

Вибір площі поперечного перерізу кабельних ліній потужністю 3 МВ·А.

 

Площа економічно вигідного перерізу

 

 


Обираємо кабель марки ААШвУ–3×185, стандартний переріз Sст = 185 мм2 , тривалодопустимий струм Ідоп = 340 А (табл.7.10[3]).

Тривалодопустимий струм з урахуванням поправки на температуру навколишнього середовища

 

 


Оскільки маємо І'доп = 277,609 А > Імакс.КЛ = 274,929 А то остаточно приймаємо кабель марки ААШвУ–3×185.

 

Перевірка вибраного перерізу провідників на термічну і динамічну стійкість до струмів короткого замикання

 

 

Найменший переріз провідника, мм2, термічно стійкого до струмів короткого замикання

 

 


де коефіцієнт С = 90 А·с1/2/мм2 (табл. 2.7[2]).

Подальший розрахунок ведемо у табличній формі (табл. 12), також в цій таблиці наведено результати розрахунку вибору площі струмоведучіх елементів за тривалим режимом.

Таблиця 12

Найменування приєднань; Тмакс = 3800 год; t =30ºС За тривалим режимом За термічною стійкістю Вибрано переріз
Інорм А Імакс А jек   А/мм2 Sек мм2 Sст мм2 ВК кА2·с Sмін мм2 Sст мм2 Ід А І'д А Фор. перер. Тип пров.
СВ+ СВ- СВ+ СВ-
115 кВ Трансформатори 112,458 224,916 1,1 102,234   284,514   187.417     424,264 АС– 150/24
Живильні лінії 112,458 224,916 1,1 102,234   284,514   187.417     424,264 АС– 150/24
6,3 кВ Трансформатори     1,1 932,72     790,602 598.352 312.418     [100х45] – 775
Збірні шини     1,1 932,72     790,602 598.352 312.418     [100х45 ] – 775
Кабельні лінії Sмакс = 1 МВ·А 41,972 91,643 1,4 29,98     790,602 598.352 312.418 102,062 2× ААШвУ-3×35
Sмакс = 2 МВ·А 83,945 183,286 1,4 59,96     790,602 598.352 312.418 183,712 1× ААШвУ-3×95
Sмакс = 3 МВ·А 125,91 274,929 1,4 89,94     790,602 598.352 312.418 277,609 1× ААШвУ-3×185

 

Як видно з розрахунків мінімальний переріз струмоведучих елементів на стороні 6,3 кВ буде тоді, коли секційний вимикач буде вимкнений.

Оскільки переріз кабельних ліній, вибраний за тривалих режимів, був збільшений для забезпечення умов термічної стійкості, тому потрібно застосування струмообмежувальних реакторів.

Вибір струмообмежувальних реакторів

Визначимо бажаний струм режиму короткого замикання для можливості використання кабельної лінії із стандартним перерізом Sст = 35 мм2

 

 

 


Результуючий опір від джерела електроенергії до місця короткого замикання

 

 


Опір короткозамкненої ділянки з урахуванням бажаного обмеженого значення струму короткого замикання

 

 

 


Розрахунковий опір реактора

 

 


Оскільки, Хроз.р = 1,163 Ом, а максимальний опір реактора, що випускається промисловістю складає 2 Ом, то переріз струмоведучіх елементів визначимо при застосуванні реактора з номінальним опором Хном.р = 1,6 Ом

Бажаний струм короткого замикання

 

 

 


Переріз струмоведучіх елементів

 

 

 


Обираємо кабель марки ААШвУ–3×35, стандартний переріз Sст = 35 мм2 , тривалодопустимий струм Ідоп = 125 А (табл.7.10[3]).

Тривалодопустимий струм з урахуванням поправки на температуру навколишнього середовища

 

 

 


Приймаємо реактор типу РБ10 – 630 – 1,6 У3.Параметри реактора наведені в табл.13

Таблиця13

Uном, кВ Іном, А Хном, Ом Номінальні втрати на фазу, кВт Ід, кА Іτ, кА τ, с
    1,6        

 

Струм короткого замикання при умові застосування реактора

 

 


Значення теплового імпульсу при умові застосування реактора

 
 

 


Умова термічної стійкості

 

     
 
 
 


Фактично маємо

 

 

Таким чином, реактор умові термічної стійкості відповідає.

Умови динамічної стійкості

 

 

 

 


Фактично маємо

 

 

 






Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском:

vikidalka.ru - 2015-2024 год. Все права принадлежат их авторам! Нарушение авторских прав | Нарушение персональных данных