Проект электрокотельной ИГТУ
Энергетика Иркутской области: характеристика и перспективы развития. Разработка проекта электрокотельной в составе системы технического водоснабжения. Описание и расчет технологической схемы объекта. Релейная защита, эксплуатация электрооборудования.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 04.09.2010 |
| Размер файла | 1,4 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
1
2
3
1
2
2.1
2.2
3
4
5
6
Номинальное напряжение
Номинальный ток (А):
Сборных шин
Шкафов
Номинальный ток отключения
Электродинамическая стойкость
Тип выключателя
Тип привода к выключателю
10 кВ
2000
630
20 кА
80 кА
ВКЭ-10
Электромагнитный
3.6 ОБОСНОВАНИЕ СХЕМ ЭЛЕКТРСНАБЖЕНИЯ
3.6.1 Выбор напряжения питания электрокотельной на основании технико-экономического сравнения вариантов (110 и 220 кВ)
Определим ориентировочное напряжение, по формуле:
Uном = 4,34= 4,34= 123,02 кВ.
где L = 20 км -длина линии;
Р = 48,96357 МВт -передаваемая по линии активная мощность.
Используя полученный результат принимаем к сравнению 2 варианта: в одном варианте первичное напряжение питающее электрокотельную 110 кВ, в другом 220 кВ.
Критерием выбора оптимального варианта является соответствие варианта техническим требованиям и наименьшее значение полных приведенных затрат:
З = Иi + ЕНКi +У,
где: i = 1, 2 - сравниваемые варианты;
ЕН =0,12- нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;
К - капиталовложения в электроустановку, т. руб;
У - ущерб (принимается равным нулю, так как варианты имеют одинаковую надежность), т. руб;
И - годовые эксплуатационные расходы, т. руб;
И = ИА + ИП,
где
- норма амортизационных отчислений
ИПОТ = Сэ • WГОД, - издержки, вызванные потерями электроэнергии, т.руб/год;
WГОД - годовые потери электроэнергии, кВт•ч;
Сэ - средняя себестоимость электроэнергии в энергосистеме, руб/кВт•час.
Сэ = руб/кВт•час
где: б1 -основная ставка по тарифу;
в - дополнительная ставка по тарифу;
РЗАЯВ - заявленная активная нагрузка;
W ГОД - годовая потребляемая энергия, кВт•ч;
Вариант 1:U=110 кВ
Расчетная нагрузка SР= 51616.79 кВ А
Выбираем ВЛ на U=110 кВ
Определяем расчетный ток:
Сечение ВЛ выбирается по экономической плотности тока jЭК.
ВыбираемjЭК | Tmax=8640 ч | = 1 А/мм2 [ 1 ]
Сечение линии
Выбираем по [11] ВЛ с сечением АСО-300 , IДЛИТ= 690 А.
Рассчитываем годовые потери электроэнергии:
Для воздушной линии: WГОД Л = РМАХ Л *
где РМАХ Л - потери активной мощности в элементе, кВт;
РМАХ Л= 3 • RO • L • IP2 • n • 10 -3 = 3 • 0,108 • 20 • 270,92 • 2 • 10 -3 = 951,09 кВт
где RO =0,108 Ом/км -удельное сопротивление километра провода [11];
L = 20 км -длина воздушной линии;
n - число линий;
IP = - максимальный расчетный ток.
= 8000 ч -время максимальных потерь [11].
Таким образом, годовые потери электроэнергии для воздушной линии составят:
WГОД КЛ= РМАХ * = 951,09 • 8000 = 7608720 кВт • ч
Потери электроэнергии в трансформаторе находятся по формуле:
WГОД ТР=
где n -количество трансформаторов;
SPAC - полная расчетная мощность, кВ А;
SНОМ ТР - номинальная мощность трансформатора, кВ А;
ДРХХ и ДРК -потери активной мощности в трансформаторе при холостом ходе и при коротком замыкании соответственно, кВт [11].
WГОД ТР= кВт•ч
Издержки, вызванные потерями электроэнергии:
ИП = Сэ • WГОД = 0,24 • 10 -3 • (7608720+2397528)=2401,5 т.руб/год
Расчет капиталовложений: К = КЛ + КВА
где Кл - капитальные вложения на сооружение воздушной линий.
КЛ =13,25тыс.руб/км - удельная стоимость прокладки воздушной линии [11] .
КЛ = КЛ • L • n =13,25 • 20 • 2 = 530 т.руб
КВА - капитальные вложения на сооружение высоковольтного оборудования:
Стоимость сооружения ОРУ-110 кВ: 72 т.руб [11] ;
Стоимость трансформатора 40000/110/6: 164,4 т.руб [11] ;
Стоимость ячейки ОРУ-110 кВ: 76 т.руб [11] .
КВА = КОРУ + КЯЧ+ КТР = 72+164,4 + 76 = 312,4 т.руб
Капиталовложения составят:
К = Кл + КВА =530 + 312,4 = 842,4 т.руб
Определяем годовые амортизационные отчисления. В них входят отчисления на воздушные линии и отчисления на оборудование.
Стоимость отчислений на воздушные линии:
САЛ=Кл • Шл= 530 • 0,028 = 14,84 т.руб
где Кл=530 т. руб - капитальные затраты на линии
ШЛ=0,028 - норма амортизационных отчислений [11]
Стоимость отчислений на оборудование:
САО=КВА • ШО=312,4 • 0,088=27,49 т.руб
где КВА =312,4 т.руб - затраты на оборудование;
ШО=0,088 - норма амортизационных отчислений на оборудование [11].
Определяем суммарные затраты на амортизацию:
ИА = САЛ+САО= 14,84+27,49=42,33 т. руб
Определяем суммарные приведенные затраты:
З = ИП + ИА +Ен • К =2401,5+42,33+0,12842,4=2544,92 т.руб
Результаты расчетов сводим в ниже следующую таблицу 7.
Вариант 2:U=220 кВ
Расчетная нагрузка SР= 51616,79 кВ А
Выбираем ВЛ на U=220 кВ
Определяем расчетный ток:
Сечение кабеля выбирается по экономической плотности тока jЭК.
ВыбираемjЭК | Tmax=8640 ч | = 1 А/мм2 [ 1 ]
Сечение кабеля
Выбираем по [11] ВЛ с сечением АСО-240, IДЛИТ= 609 А.
Рассчитываем годовые потери электроэнергии:
Для воздушной линии: WГОД Л = РМАХ Л •
где РМАХ Л - потери активной мощности в элементе, кВт;
РМАХ Л= 3 • RO • L • IP2 • n • 10 -3 = 3 • 0,13 • 20 • 135,52 • 2 • 10 -3 = 286,42кВт,
где RO =0,13 Ом/км -удельное сопротивление километра провода [11];
L = 20км -длина воздушной линии;
n - число линий;
IP =135,5 А - максимальный расчетный ток.
= 8000 ч -в соответствии с [11].
Таким образом, годовые потери электроэнергии для воздушной линии составят:
WГОД Л= РМАХ • = 286,42 • 8000 = 2291360 кВт • ч
Потери электроэнергии в трансформаторе находятся по формуле:
WГОД ТР=
WГОД ТР= кВт•ч
Издержки, вызванные потерями электроэнергии:
ИП = Сэ • WГОД = 0,093 • 10 -3 • (2397528+2291360) = 1125,3 т.руб/год
Расчет капиталовложений: К = Кл + КВА
КЛ=16,4 тыс.руб/км - удельная стоимость прокладки ВЛ[11] .
Кл= КЛ • L • n =16,4 • 20 • 2 = 656 т.руб
Стоимость сооружения ОРУ-220 Кв: 108 т.руб [11] ;
Стоимость трансформатора 40000/220/6: 378 т.руб [11] ;
Стоимость ячейки ОРУ-220 Кв: 152 т.руб [11] .
КВА = КОРУ + КЯЧ+ КТР = 108+152+378 = 638 т.руб
Капиталовложения составят:
К = Кл + КВА = 656 + 638 = 1294 т.руб
Определяем годовые амортизационные отчисления.
В них входят отчисления на кабельные линии и отчисления на оборудование.
Стоимость отчислений на кабельные линии:
САЛ=Кл ? Швл= 656 • 0,028 = 18,4 т.руб
где Кл=656 т. руб - капитальные затраты на линии
ШЛ=0,028- норма амортизационных отчислений [11]
Стоимость отчислений на оборудование:
САО=КВА • ШО= 638 • 0,088=56,14 т.руб
где КВА = 638 т.руб - затраты на оборудование;
ШО=0,088 - норма амортизационных отчислений на оборудование [11].
Определяем суммарные затраты на амортизацию:
ИА = САЛ+САО= 18,4 + 56,14 =74,54 т. руб
Определяем суммарные приведенные затраты:
З = ИП + ИА +Ен • К =1125,3 +74,54 + 0,12 • 1294 =1355,12 т.руб
Результаты расчетов сводим в ниже следующую таблицу 3.12.
Таблица 3.12. Технико-экономические показатели
|
№ |
Статьи затрат |
Стоимость затрат, тыс.руб |
||
|
U = 110 кВ |
U = 220 кВ |
|||
|
1 |
Капитальные вложения в систему электроснабжения |
842,4 |
1294 |
|
|
2 |
Стоимость потерь за год |
2401,5 |
1125,3 |
|
|
3 |
Затраты на амортизацию |
42,33 |
74,54 |
|
|
4 |
Эксплуатационные расходы |
2443,83 |
1199,84 |
|
|
5 |
Приведенные затраты |
2544,92 |
1355,12 |
При анализе технико-экономических показателей двух вариантов, видно, что в варианте с напряжением 110 кВ приведенные затраты больше на 46,75%. Поэтому первичное напряжение питающее береговую насосную станцию принимаем равным 220 кВ.
3.6.2 Выбор схемы электроснабжения
На основании технико-экономического сравнения вариантов и расчета электрических нагрузок на электрокотельной к установке принимаются два двухобмоточных трансформатора ТДТН - 220/6 мощностью 40 МВА. Для поддержания требуемого уровня напряжения на шинах 6 кВ, трансформаторы принимаются со встроенным регулированием напряжения под нагрузкой. Надежность питания проектируемой подстанции обеспечивается питанием ее от двух независимых источников. На напряжение 6 кВ предусматривается схема с одной секционированной системой сборных шин.
3.6.3 Выбор режима нейтрали
Нейтралью называется совокупность соединенных между собой нейтральных точек трансформаторов или генераторов и проводников, присоединенных к заземляющему устройству непосредственно или через малое или большое сопротивление.
Согласно ПУЭ сети напряжением 220 кВ выполняются с глухозаземленной нейтралью. Глухозаземленной нейтралью называется нейтраль трансформатора или генератора, присоединенная к заземляющему устройству непосредственно или через малое сопротивление (трансформаторы тока и др.). Электроустановки, работающие в этих системах, имеют большие токи замыкания на землю, поскольку поврежденная фаза оказывается короткозамкнутой на землю через нейтраль.
Такой выбор режима нейтрали для сетей с номинальным напряжением 220 кВ и выше объясняется следующими факторами:
стабилизируется напряжение фаз по отношению к земле и в связи с этим уменьшается перенапряжение;
снижается стоимость изоляции;
повышается надежность работы сетей с глухозаземленной нейтралью, так как поврежденный участок немедленно отключается;
уменьшается количество простоев из-за перебоев в электроснабжении, так как большинство замыканий после отключения самоустраняются, поэтому в этих сетях наиболее эффективно применение автоматического повторного включения (АПВ).
Сети напряжением 6 кВ выполняются с изолированной нейтралью. Они обладают малыми токами замыкания на землю. Изолированной нейтралью называется нейтраль, не присоединенная к заземляющему устройству или присоединенная через аппараты, компенсирующие емкостной ток в сети, трансформаторы напряжения и другие аппараты, имеющие большое сопротивление.
Такой выбор режима нейтрали для сетей с номинальным напряжением 6 кВ объясняется следующими факторами:
в нормальном режиме работы напряжение фаз на зажимах установок относительно земли симметричны и численно равны фазному напряжению, а геометрическая сумма емкостных токов трех фаз равна нулю. При однофазном замыкании на землю одной из фаз междуфазное напряжение остается неизменным по значению и сдвинутыми на угол , а напряжение других фаз по отношению к земле увеличиваются в раза, вследствие чего изменяются и емкостные токи. Благодаря этому питание потребителей включенных в междуфазное напряжение, не нарушается, и они продолжают работать нормально. Это обеспечивает возможность сохранять в работе линию с замыканием на землю в течение некоторого времени, достаточного для отыскания места повреждения и включения резерва;
снижается стоимость заземляющих устройств;
уменьшается на число трансформаторов тока и сокращается количество защитных реле, по сравнению с сетями с глухозаземленной нейтралью.
При выборе режима роботы нейтрали в установках до 1000 В руководствуются соображениями экономики, надежности и электробезопасности.
Для рассматриваемого предприятия выбираем в электроустановках до 1000 В систему с глухозаземленной нейтралью. Она более целесообразна при сильно разветвленной сети.
Главное преимущество системы с глухозаземленной нейтралью заключается в том, что при прикосновении человека к находящемуся под напряжением проводнику одной фазы он подвергается воздействию лишь части фазного напряжения источника. Таким образом, системы с глухозаземленной нейтралью более электробезопасны, по сравнению с системами с изолированной нейтралью.
К недостаткам системы с глухозаземленной нейтралью относится дороговизна исполнения, по сравнению с системой с изолированной нейтралью, а так же установки с изолированной нейтралью более надежны, так как при коротком замыкании они не требуют немедленного отключения.
3.7 РАСЧЕТ ПИТАЮЩИХ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ
3.7.1 Выбор проводников напряжением выше 1000 В
Выбор экономически целесообразного сечения проводников выше 1000 В выполняют, согласно [1] по экономической плотности тока и производит проверку по условию нагрева проводников в длительном режиме работы.
В зависимости от металла провода и числа часов использования максимума нагрузки экономическая плотность находится по формуле:
где IР - расчетный ток, А;
jЭ - экономическая плотность тока, А/мм2 .
Выбор проводников для электрокотла мощностью 10000 кВт :
Номинальный ток двигателя: I НОМ = 962 А;
Число часов использования максимума нагрузки: ТМАХ > 5000 час./год
Экономическая плотность тока: jЭ =1,2 А/мм2 [1]
Экономически целесообразное сечение кабеля:
= 801,7 мм2
Выбираем кабель ААГУ-6 кВ 3(3х150) - [1].
Допустимый ток кабеля: IДЛ. ДОП. = 3•330=990 А. [1].
Проверка по условию нагрева:
IДЛ. ДОП. ? I НОМ
990А > 962 А
Выбор проводников для высоковольтных асинхронных двигателей мощностью 315 кВт:
Номинальный ток двигателя Iном = 38 А.
Число часов использования максимума нагрузки: Т 5000 час/год.
Экономическая плотность тока: j= 1,2 А/мм2.
Экономически целесообразное сечение кабеля:
S=мм2
Выбираем кабель АААГУ-6 кВ (335). 1.
Допустимый ток кабеля: Iдоп= 115 А. 1 .
Проверка по условию нагрева:
Iдл. доп. Iном.
115 А 31,7А.
3. Выбор проводников до трансформаторов КТП:
где SРАС = 112 кВ А -расчетная нагрузка из таблицы 2.2.
Число часов использования максимума нагрузки: ТМАХ > 5000 час./год
Экономическая плотность тока: jЭ = 1,2 А/мм2 [1]
Экономически целесообразное сечение кабеля:
= 9,02мм2
Выбираем кабель ААГУ - 6 кВ (3х10) [1].
Допустимый ток кабеля: IДЛ. ДОП. = 65 А. [1].
Проверка по условию нагрева:
IДЛ. ДОП. ? I НОМ
65 A > 9,02 A
4. Выбор проводников от ТЭЦ-11 до трансформаторов электрокотельной:
Iрас=А,
где SРАС = 51616,79 кВА -расчетная нагрузка подстанции.
Число часов использования максимума нагрузки: ТМАХ > 5000 час./год
Экономическая плотность тока: jЭ = 1 А/мм2 [11].
Экономически целесообразное сечение кабеля:
= 135,4 мм2
Выбираем воздушную линию марки АС-150-линия из алюминиевого провода со стальным сердечником. [1].
Допустимый ток ВЛ: IДЛ. ДОП. = 450 А. [11].
Проверка по условию нагрева:
IДЛ. ДОП. ? I РАС
450 А > 135,4 А
3.7.2 ВЫБОР СХЕМЫ ПЕРВИЧНОЙ КОММУТАЦИИ НА НАПРЯЖЕНИИ 220 КВ
На рис.5 приведена схема РУ 6 кВ станции, с одной системой сборных шин. К сборным шинам присоединены два генератора, два двухобмоточных трансформатора и четыре линии распределительной сети. В каждом присоединении предусмотрели выключатели и разъединители, необходимые для изоляции выключателей на время их ремонта от соседних частей РУ, находящихся под напряжением. В присоединениях линий необходимы два разъединителя--шинный QS1 и линейный QS2. Последний необходим в замкнутых сетях, так как при отключенном выключателе линия может оставаться под напряжением сети. В присоединениях генераторов ограничиваются установкой шинного разъединителя, так как на время ремонта выключателя генератор должен быть развозбужден и остановлен. В присоединениях двухобмоточных повышающих и понижающих трансформаторов также ограничиваются шинными разъединителями, так как со стороны высшего или низшего напряжения имеются выключатели и соответствующие разъединители.
Достоинство РУ с одной системой сборных шин заключается в исключительной простоте и относительно низкой стоимости. Однако область его применения ограничена по следующим соображениям: профилактический ремонт сборных шин и шинных разъединителей связан с отключением всего устройства; повреждений в зоне сборных шин приводит к отключению РУ; ремонт выключателей связан с отключением соответствующих присоединений.
Чтобы избежать полного отключения РУ при замыкании в зоне сборных шин и обеспечить возможность их ремонта по частям, прибегают к секционированию сборных шин т.е. к разделению их на части-секции -- с установкой в точках деления секционных выключателей QB нормально замкнутых или нормально разомкнутых (рйс.5-б). Секционирование должно быть выполнено так, чтобы каждая секция имела источники энергии (генераторы, трансформаторы) и соответствующую нагрузку. Присоединения распределяют между секциями с таким расчетом, чтобы вынужденное отключение одной секции по возможности не нарушало работы системы и электроснабжения потребителей.
На станциях секционные выключатели при нормальной работе, как правило, замкнуты, поскольку генераторы должны работать параллельно. В случае КЗ в зоне сборных шин повреждённая секция отключается автоматически. 0стальные секции остаются в работе. Таким образом, секционирование через нормально замкнутые выключатели способствует повышению надёжности РУ и электроустановки в целом. Стоит заметить однако, что в случае замыкания в секционном выключателе отключению подлежат две смежные секции, следовательно, в устройствах с двумя секциями полное отключение не исключено хотя вероятность его относительно мала.
В РУ низшего напряжения 6-10 кВ подстанций секционные выключатели, как правило, разомкнуты в целях ограничения тока КЗ. Выключатели снабжают устройствами автоматического включения резервного питания (АВР), замыкающими выключатели в случае отключения трансформатора, чтобы не нарушать электроснабжения потребителей.
Рис.5. Схема распределительного устройства с одной системой сборных шин:
а - шины не секционированы; б - секционированные шины; в - секционированные сборные шины и обходное устройство.
Чтобы обеспечить возможность поочередного ремонта выключателей, не нарушая работы соответствующих цепей, предусматривают (преимущественно в РУ 110-220 кВ) обходные выключатели Q1, Q2 и обходную систему шин ОСШ с соответствующими разъединителями QS3-QS8 в каждом присоединении рис.5, в. При нормальной работе установки обходные разъединители и обходные выключатели отключены.
Устройства с одной секционированной системой сборных шин, без обходной системы, применяют в качестве РУ 6-35 кВ подстанций, РУ 6-10 кВ станций типа ТЭЦ, РУ собственных нужд станций и других случаях. Аналогичные устройства, но с обходной системой шин, применяют при ограниченном числе присоединений в качестве устройств среднего напряжения 110-220 кВ станций и подстанций, что и было использовано в данном проекте. .
3.7.3 РАСЧЁТ И ВЫБОР ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ 220 КВ
В разделе технико-экономического сравнения мы произвели выбор сечения проводов воздушной линии и приняли к использованию провод марки АС-150/19. IДОП=450 А
Произведём проверку данного провода по нагреву:
1) В рабочем режиме
A, тогда
67,8 А А т.о. условие выполняется
2) При отключении одной линии ток будет равен:
A,
тогда условие проверки 135,6 АА
Таким образом, в аварийном режиме, т.е. во время повреждения одной из линий или во время проведения ремонта, вторая будет перегружена сверх нормы. Следует однако, учитывать что вследствие изменения скорости ветра, гололёдно-изморозевых отложений и температуры воздуха изменяются и технические характеристики работающей линии.
Перегрузки кабельных линий регламентированы ПУЭ, что касается воздушных линий, то ПУЭ не регламентируют для них допустимых перегрузок. В [8] приведены расчеты и прочие сведения о возможных перегрузках.
В зависимости от скорости ветра, температуры окружающей среды и температуры провода, его охлаждение изменяется, а следовательно будет изменяться и допустимый ток, который в справочниках приведён для нормальных условий, т.е. температура воздуха 20?С и нулевой скорости ветра. В реальности данные параметры постоянно меняются и в большинстве случаев можно допустить в той или иной мере перегрузку провода.
Определим допустимую перегрузку провода АС150/19 при следующих параметрах окружающей среды: TПР=50-70?С TВ=0-40?С VВ=1-5 м/c
По номограмме в [8] на рис 15-11 для определения допустимой перегрузки определим её в соответствии с приведёнными выше данными.КПЕР=1.15
Тогда ток в аварийном режиме, который сможет пропустить данный провод будет IДОП.АВ=1.15·IДОП=1.15·450=517,5 А
И условие проверки по тепловому действию тока 135,6 АА условие выполняется т.е., в аварийном режиме провод также сможет длительно пропускать всю необходимую мощность и перерыва в снабжении не будет.
Проверим правильность выбора проводов по условиям короны.
Коронный разряд происходит в резко неоднородном поле и начинается в месте с малым радиусом кривизны при напряжённости поля, равной критической. Увеличение радиуса кривизны приводит к снижению напряжённости поля и предотвращению коронирования. Существование коронного разряда около проводов воздушных линий изоляции её не нарушает, но ведёт к увеличению потерь электроэнергии. Исходя из этого положения, выбор сечения проводов воздушной линии производят по условию отсутствия коронирования при хорошей погоде. При плохой погоде ( дождь, туман ) коронирование происходит и приводит к повышению потерь.
Начальная критическая напряжённость:
m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода ( для многопроволочных проводов m=0.82) ; r0=0.94 - радиус провода, см.
Реальная напряжённость вокруг провода
,
где U - максимальное линейное напряжение, кВ;
DCP - среднее геометрическое расстояние между проводами при расположении проводов в ряд оно определяется по формуле Для воздушной линии 110 кВ расстояние в свету между проводами берётся 100 мм. Тогда среднее геометрическое расстояние
мм
Условие проверки: 1.07·E 1.07·21.40.9·32.5 22.929.3
Выбранные провода проверку на условие образования короны проходят.
Произведём проверку на падение напряжения в рабочем режиме
Падение напряжения в линии определим по выражению:
,
здесь P - расчетная активная мощность, потребляемая объектами.
Q - расчетная реактивная нагрузка
R0 - активное сопротивление 1 км линии при t = 20°С
X0 - реактивное сопротивление 1 км линии при t = 20°С l - длина линии (км)
n - количество параллельных линий
Значения удельных сопротивлений берём из [13] приложение П-1
R0=0.195 X0=0.35
Падение напряжения в нормальном режиме:
В
Переведём полученное падение напряжения в проценты:
В нормальном режиме по потерям напряжения линия удовлетворяет условию 0.025
Определим теперь потери напряжения в аварийном положении, при питании через одну линию всей нагрузки:
Расчёт проводим по той же формуле, только теперь число линий n=1
В
Делаем вывод о том, что по потерям напряжения выбранная воздушная линий проходит все пункты проверки.
Механический расчёт воздушной линии
Воздушным линиям, находящимся на открытом воздухе приходится, помимо основной нагрузки, т. е. веса провода, подвергаться еще воздействию дополнительных нагрузок: от давления ветра, образующегося на них льда, а иногда и одновременно льда и ветра. В некоторых случаях ледяная корка получается настолько значительной толщины и веса, что провода, на которых она образуется, не могут выдержать этой нагрузки и обрываются, а иногда под действием особо сильного льда выворачиваются столбы, и линии электропередач выходят из строя на продолжительный срок. Кроме того, существенное влияние на внутренние усилия в проводах оказывает также температура окружающего воздуха.
Для надёжной работы проводов, опор и других конструктивных элементов производят расчёт механической прочности линии, или механический расчёт. Целью механического расчёта проводов является определение напряжений в их материале при разнообразных климатических условиях. Механический расчёт позволяет определить стрелы провеса проводов, необходимые для подсчёта расстояний до поверхности земли и инженерных сооружений: определить механические нагрузки, действующие на опору, изоляторы, крюки. Результаты механического расчёта используются для составления монтажных таблиц или постороения соответствующих графиков, являющихся необходимым руководством при монтаже проводов воздушных линий.
Для того чтобы внести некоторые упрощения в практические расчёты, все нагрузки считают равномерно распределёнными вдоль всех проводов в данном пролёте. Следует также отметить, что при подобных расчётах в целях их упрощения все нагрузки принимаются как чисто статические. Механический расёт в основном относится к проводам. Это вызвано тем, что в настоящее время разработаны типовые конструкции опор для различных климатических районов России, и разработка конструкций опор целесообразна лишь в тех весьма редких случаях, когда имеющиеся типовые проекты не отвечают особым спецефическим условиям данной местности.
Приведём исходные данные для расчета ВЛ
Таблица 3.13. Данные для механического расчёта ВЛ.
|
Наименование характеристики |
Величина |
|
|
Номинальное напряжение |
220 кВ |
|
|
Сечение и марка провода |
АС-150/19 |
|
|
Скоростной напор ветра |
50 кг/м2 |
|
|
Ветровой район |
III |
|
|
Район по гололеду |
I |
|
|
Нормативная толщина стенки гололеда для данного района |
5 мм |
|
|
Сечение стали провода |
19 мм2 |
|
|
Сечение алюминия провода |
150 мм2 |
|
|
Общее сечение проводов |
169 мм2 |
|
|
Диаметр провода |
17 мм |
|
|
Вес одного километра |
671 кг |
|
|
Длина пролета |
170 |
При расчётах проводов на механическую прочность удобно пользоваться так называемыми удельными нагрузками, т.е. нагрузками, отнесёнными к единице длины провода и единице его поперечного сечения. Они представляют собой нагрузки на 1 м длины провода или отнесённые к 1 мм2 его поперечного сечения.
Определяем погонные и приведенные нагрузки на провод и трос:
Погонная нагрузка от собственного веса проводов
кг/м
Где ???- приведенная нагрузка = 3,46 · 10 ?? кг/м·мм2 S - общее сечение провода (мм? )
1.025 - коэффициент, учитывающий удлинение отдельных проводов при их скрутке в процессе изготовления провода.
Если провод диаметром d покрыт слоем льда толщиной b,то погонная нагрузка на провод от гололёда
кг/м
0.0009 кг/см3 - удельный вес льда.
Погонная нагрузка от массы провода с гололедом
P3=Р1+Р2=0.745+0.34=1.085 кг/м
Где P1 - погонная нагрузка собственного веса провода;
P2 - погонная нагрузка на провод при толщине стенки гололеда 5 мм.
Приведенная нагрузка
кг/м·мм?
Где Р3 - погонная нагрузка от массы провода с гололедом (кг/м);
S - общее сечение провода, мм?
Полная нагрузка от ветра на провод без гололеда при направлении ветра перпендикулярно к оси провода:
кг/м
Где ??-коэффициент неравномерности воздушного напора=0,79 при воздушном напоре
50 кг/м2 [14]
СХ - коэффициент лобового сопротивления для всех проводов и тросов, покрытых льдом и гололёдом принимаем СХ = 1,2 [14]; g - скоростной напор (кг/м? );
d - диаметр провода, мм;
Погонная нагрузка от ветра на провод с гололедом:
кг/м
Результирующая удельная нагрузка на провод равна геометрической сумме вертикальных и горизонтальных нагрузок:
без гололёда кг/м
с гололёдом кг/м
Приведенная нагрузка без гололёда
кг/м·мм?
с гололёдом кг/м·мм?
Определение критических пролетов.
Критическим пролётом называется пролёт такой длины, при котором наибольшее напряжение наступает как при наибольшей добавочной нагрузке, так и при наименьшей температуре. Формула критического пролёта имеет вид:
Где lКР - критический пролёт, м; уМ - максимальное напряжение, кг/см2;
гМАКС - удельная максимальная нагрузка, кг/м·мм2;
гМИН - удельная нагрузка при минимальной температуре, кг/м·мм2;
ТМАКС - температура при максимальной нагрузке, ?С; ТМИН - минимальная температура, ?С; б - температурный коэффициент линейного расширения материала провода, град-1.
При 40 ?С удельная нагрузка равна г1, а при гололёде (-5 ?С) удельная нагрузка равна г7. Подставляя эти значения в предыдущее уравнение и производя преобразования, получим выражение для критического пролёта в следующем виде:
,
где уДОП - допускаемое напряжение, кг/см2, меняется для провода в зависимости от условий, в которых он находится. Подставляем в это выражение значения коэффициента и удельные нагрузки и получим выражение для определения критического пролёта в зависимости от допустимого напряжения:
Приведём данные для провода АС-150/19 из [14] и подставим значения напряжения в формулу, тем самым получим критические длины пролётов для различных режимов работы.
Таблица 3.14. Максимально допустимые напряжения в проводе.
|
Допустимое напряжение в различных случаях, кг/мм2 |
Значение критического пролёта, м |
||
|
При наибольшей внешней нагрузке |
13.2 |
382.8 |
|
|
При низшей температуре, ?С |
10.5 |
333.5 |
|
|
При среднегодовой температуре, ?С |
8.8 |
181.25 |
Если действительный пролёт меньше критического, то наибольшее напряжение в проводе наступает при Т=-40 ?С, а если больше критического, то при гололёде с ветром, величину этого наибольшего напряжения в проводе подставляем в формулу для определения напряжения для заданных условий, приведём её ниже. Расчёт согласно [14].
В нашем случае максимальное напряжение в проводе наступает при низкой температуре, так как действительный пролёт меньше критического. Значение напряжения для низкой температуры в [14] и составляет уМ=10.5 кг/мм2. Подставим величину известного напряжения для заданных условий в данное выражение и определим действительное напряжение в проводе при низкой температуре и ветре
Данные для определения напряжения:
Заданное механическое напряжение уM=10.5 при температуре ТМ=-40 ?С и удельной нагрузке г1=3.46·10-3 кг/м·мм2.
Модуль упругости Е=8.25·103 Па, тогда
-
коэффициент упругого удлинения материала, т.е. величина, показывающая изменение единицы длины провода при увеличении напряжения материала на 1 кг/мм2. б=23·10-6, град-1 - температурный коэффициент линейного расширения материала провода.
Подставим заданные и реальные значения для ветра и гололёда.
При данном сочетании параметров напряжение будет
Данное уравнение решаем в Mathcad-е и получаем два решения - комплексные числа и одно - действительное, оно и будет искомым напряжением в проводе при ветре и низкой температуре. у=11.65 кг/мм2
Максимальным напряжением для данного провода является значение 13.2 кг/мм2, т.е. напряжение, возникающее в проводе при длине пролёта 170 м ветре и низкой температуре близко к максимальному, не превышает его, значит провод АС-150/19 пригоден к использованию.
Определим стрелу провеса провода
м
Длина провода в пролёте будет:
м
Нормативное расстояние от проводов ВЛ-220кВ до земли СН=7м.
Активная высота опоры Н-15м.
Максимальная высота провеса
SMAX = Н - (Сн + 0,4) = 15 - (7 + 0,4) =7,6 м (103)
Где 0,4 - запас в габарите на возможные неточности в монтаже.
В нашем случае максимальная высота провеса составляет 1.71 м, значит по этому пункту проверки провод тоже проходит.
На подходе к ГПП линия защищается грозозащитным тросом, представляющим собой стальной оцинкованный канат сечением 50 мм?
Выбор типа и расчет изоляторов арматуры Для гирлянд 220 кв.
Для установки принимаем подвесные фарфоровые изоляторы, которые предназначены для крепления многопроволочных проводов к опорам воздушных линий и наружных РУ.
Различают подвесные изоляторы тарельчатые и стержневые. Для установки выбираем тарельчатые изоляторы, предназначенные для местностей, прилегающих к химическим, металлургическим заводам, где воздух содержит значительное количество пыли, серы и других веществ, которые образуют на поверхности изоляторов вредный осадок, снижающий их электрическую прочность.
Тарельчатые изоляторы способны выдерживать натяжение порядка 10 - 12 кН. Механическую прочность изоляторов характеризуют испытательной нагрузкой, которую изолятор должен выдерживать в течение 1 часа без повреждений.
Расчетную нагрузку на тарельчатые изоляторы принимают равной половине часовой испытательной.
Гирлянды подвесных изоляторов бывают поддерживающими (располагаются вертикально на промежуточных опорах) и натяжные (размещаются на анкерных опорах почти горизонтально).
Количество изоляторов в гирлянде зависит от номинального напряжения и требуемого уровня изоляции. Количество изоляторов в поддерживающих гирляндах нормируется [15].
Поддерживающие гирлянды воспринимают нагрузку от веса провода и от собственного веса.
Определяем коэффициент запаса прочности [15].
При работе ВЛ в нормальном режиме П ? 2.7, при среднегодовой температуре, при отсутствии гололеда и ветра - не менее 5.0.
2.7(P7 · lВЕС + уГ) ? P
5 (P1 · lВЕС + уГ) ? P
2.7·(1.48·170.5 + 40) = 7893 Н
5 ·(0.599·170.5 + 40) =710,6 Н
где Р - электромеханическая нагрузка изолятора [15];
Р1,Р1 - единичная нагрузка соответствующей массы провода и от веса провода с гололедом (механический расчет ЛЭП);
lВЕС - весовой пролет (м); уГ - масса гирлянды для ВЛ-220 кВ (составляет 40 кГс/см).
Выбираем гирлянды типа ПФ-16Б. Гарантированная прочность 12000Н по 6 элементам в гирлянде.
Выбираем тип изоляторов натяжных гирлянд, воспринимающих нагрузку от тяжести провода и собственного веса.
Усилие на изоляторы от провода при гололёде:
Н,
где уГ - значение напряжения в проводе при гололёде.
Усилие, создаваемое весом провода при температуре воздуха -40 ?С и ветре:
Н,
где уН - значение напряжения в проводе при низкой температуре и ветре.
S - полное сечение провода (мм ?);
P6, P1 - единичная нагрузка от собственной массы провода и от веса провода с гололедом (механический расчет ЛЭП);
l - весовой пролет (м);
БГ - масса гирлянды для ВЛ-220 кВ (40кгс/с)
Выбираем гирлянды изоляторов типа ПФ16-А с гарантированной прочностью 82000Н по 18 элементов в гирлянде.
3.8 РАСЧЕТ ТОКОВ ТРЕХФАЗНОГО КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Схема замещения для расчета токов короткого замыкания составляется по расчетной схеме сети.Расчет токов короткого замыкания производится в относительных единицах, для чего выбираются базовые величины или условия: мощность, напряжение, ток и сопротивление.
Принимаем базисную мощность : SБ=100 МВА
В качестве базисного напряжения принимаем напряжение ступени короткого замыкания, в зависимости от которого вычисляется базисный ток:
UБ1 = 230 кВ
U Б2 = 6,3 кВ
U Б3 = 0,4 кВ
Расчетные выражения приведенных значений сопротивлений:
Энергосистема:
где Iотк.ном = 20 кА - номинальный ток отключения выключателя.
Воздушная линия 220 кВ:
где х0 = 0,35 Ом/км - удельное индуктивное сопротивление жилы кабеля на километр длины 11];
L1 = 20 км - длина линии.
Трансформатор ТДТН - 40 МВА:
Где Uк = 22% - напряжение короткого замыкания;
Кабельная линия 6 кВ на ввод КТП:
rкл = r0 L2 0,118 0,02 = 0,37
где r0 =0,118 Ом/км - удельное активное сопротивление жилы кабеля на километр длины [11].
Трансформатор ТМ-100 кВА:
XT2==4,5
где Sн.тр =0,1 МВА - номинальная мощность трансформатора КТП.
Короткое замыкание в точке К-1:
1. Результирующее сопротивление:
Х* РЕЗ = Х* с + Х* вл = 0,0125 + 0,013 = 0,0255
Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:
Периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент времени t = ?:
Ударный ток короткого замыкания:
iУ К-1 = • КУ • I П.О.К-1= • 1,8 • 11,8 = 30 кА
где КУ =1,8 -ударный коэффициент для сетей выше 1000 В [8].
Короткое замыкание в точке К-2:
Результирующее сопротивление:
Х* РЕЗ = Х* с + Х* вл + Х* т1 = 0,0125 + 0,013 + 0,55 =0,68
При коротком замыкании в точке К-2 будет действовать суммарный ток - от энергосистемы и от электродвигателей. При близком коротком замыкании напряжение на выводах электродвигателя оказывается меньше их ЭДС, электродвигатели переходят в режим генератора, и подпитывают током место повреждения.
Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:
От системы:
От асинхронного двигателя мощностью 315 кВт:
Кратность пускового тока: Кп = 5,5 [3]
Определяем сверхпереходное сопротивление:
Хd''=1 / КП = 1 / 5,5 = 0,18
Сверхпереходный ток, генерируемый асинхронным двигателем:
I"АД= кА
где Е" = 0,9 - сверхпереходная Э.Д.С., о.е. [8];
IАД = 38 А - номинальный ток двигателя;
Суммарный ток короткого замыкания:
I П.О.К-2 = I П.О.С.К-2 + IАД = 13,53+0,19 = 13,85 кА
Периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент времени t = ?:
От системы:
Ударный ток короткого замыкания:
От системы:
iУ. К-2 = • КУ • I П.О.С.К-2 = • 1,8 • 13,53 = 34,44 кА
От асинхронного двигателя мощностью 315 кВт:
iУ.АД = • КУ • I "АД = • 1 • 0,19 = 0,27 кА
Суммарный ударный ток короткого замыкания:
iУ.К-2 = iУ.. К-2 + iУ АД =34,44+0,27 = 34,71 кА.
Короткое замыкание в точке К-3:
1. Результирующее сопротивление:
Индуктивное сопротивление:
Х* РЕЗ = Х* с + Х* вл + Х* т1 + Х* кл =
= 0,0125+0,013+0,55+0,36=0,94
Активное сопротивление: r* РЕЗ = r* кл = 0,37
Результирующее полное сопротивление:
Z* РЕЗ = = 1,01
Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:
Периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент времени
t = ?:
Ударный ток короткого замыкания:
iУ К-3 = • КУ • I П.О.К-3= • 1,8 • 9,1 = 23,2 кА
Короткое замыкание в точке К-4:
1. Результирующее сопротивление:
Индуктивное сопротивление:
Х* РЕЗ = Х* с + Х* вл + Х* т1 + Х* кл + Х* т2 =
=0,0125+0,013+0,55+0,36+4,5=5,44
Активное сопротивление: r* РЕЗ = 0,8
Результирующее полное сопротивление:
Z* РЕЗ = = 5,5
Начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:
Периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент времени t = ?:
Ударный ток короткого замыкания:
iУ К-4 = • КУ • I П.О.К-4 = • 1,2 •26,2 = 66,7 кА
КУ=1,2 -ударный коэффициент при К.З. за трансформатором [8].
Результаты расчетов токов трехфазного короткого замыкания заносим в сводную таблицу 3.15.
Таблица 3.15. Сводная таблица расчета токов короткого замыкания.
|
Точка К.З. |
U ,кВ |
I П.О (3) , кА |
I ? (3) , кА |
i У , кА |
|
|
К-1 |
230 |
11,8 |
11,8 |
30 |
|
|
К-2 |
6,3 |
13,85 |
13,85 |
34,89 |
|
|
К-3 |
6,3 |
9,1 |
9,1 |
23,2 |
|
|
К-4 |
0,4 |
26,2 |
26,2 |
66,7 |
3.9 Выбор аппаратов на напряжение выше 1000 В
1. Выбор высоковольтных выключателей.
На вводе РУ-6 кВ и на каждой отходящей линии устанавливаем ячейку комплектного распределительного устройства (КРУ). Выбираем по [6] ячейку КМ-1.
Таблица 3.16. Технические данные ячейки КМ-1
|
Тип ячейки |
UНОМ, кВ |
IНОМ, А |
Тип выключателя |
Тип привода |
||
|
шин |
шкафов |
|||||
|
КМ-1 |
6 |
1000 1600 2000 3200 |
630 1000 2000 3200 |
ВМПЭ-10 |
электро- магнитный ПЭ-11 |
Габариты шкафов ячейки: ширина-750 мм, глубина 2150 мм, высота 1200 мм.
В ячейку устанавливаем выключатель, трансформаторы тока.
На отходящих линиях к асинхронным двигателям РУ-6 кВ.
Выключатель ВМПЭ-10-20/630У3 - [6]
Таблица 3.17. Технические данные выключателя.
|
Условие выбора |
Паспортные данные |
Расчетные данные |
|
|
UНОМ ? UР |
10 кВ |
6 кВ |
|
|
IНОМ ? IР |
630 А |
38 А |
|
|
IОТК.НОМ ? I ? |
20 кА |
13,85 кА |
|
|
IДИН ? IП.О. |
20 кА |
13,85 кА |
|
|
iДИН ? iУ |
51 кА |
34,89 кА |
|
|
ITEP2 • tTEP ? I ?2 • (tЗ+tОТК) |
20 2 • 3 = 1200 кА2 • с |
13,85 2 • (0,1 + 0,095) = = 37,4 кА2 • с |
UР - рабочее напряжение, кВ;
IР - максимальный рабочий ток, А;
UНОМ - номинальное напряжение выключателя, кВ;
IНОМ - номинальный ток выключателя, А;
IОТК.НОМ - номинальный ток отключения выключателя, кА;
IДИН - максимальное действующие значение тока динамической стойкости, кА;
iДИН - максимальное ударное значение тока динамической стойкости, кА;
ITEP - допустимый ток термической стойкости, кА;
tTEP - время действия ток термической стойкости, с;
tЗ - время срабатывания защиты, с;
tОТК - полное время отключения выключателя, с.
На отходящих линиях РУ-6 кВ к трансформаторам ТМ-100/6.
Iр = 170,8 А
Выключатель ВМПЭ-10-20/630У3 [6].
Таблица 3.18. Технические данные выключателя.
|
Условие выбора |
Паспортные данные |
Расчетные данные |
|
|
UНОМ ? UР |
10 кВ |
6 кВ |
|
|
IНОМ ? IР |
630 А |
170,8 А |
|
|
IОТК.НОМ ? I ? |
20 кА |
9,1 кА |
|
|
IДИН ? IП.О. |
20 кА |
9,1 кА |
|
|
iДИН ? iУ |
52 кА |
23,2 кА |
|
|
ITEP2 • tTEP ? I ?2• (tЗ+tОТК) |
20 2 • 3 = 1200 кА2 • с |
9,1 2 • (0,1 + 0,095) = = 16,2 кА2 • с |
Ячейка трансформатора РУ-220 кВ электрокотельной.
IР = 135,5 А
Выключатель ВМТ-220Б-220/1250 [6].
Таблица 3.19. Технические данные выключателя.
|
Условие выбора |
Паспортные данные |
Расчетные данные |
|
|
UНОМ ? UР |
220 кВ |
220 кВ |
|
|
IНОМ ? IР |
1250 А |
135,5 А |
|
|
IОТК.НОМ ? I ? |
25 кА |
11,8 кА |
|
|
IДИН ? IП.О. |
25 кА |
11,8 кА |
|
|
iДИН ? iУ |
65 кА |
30 кА |
|
|
ITEP2 • tTEP ? I ?2 • (tЗ+tОТК) |
25 2 • 3 = 1875 кА2 • с |
11,8 2 • (0,01 + 0,08) = = 139,34 кА2 • с |
Выбор разъединителей.
РУ-220 кВ электрокотельной.
IР = 135,5 А
Разъединитель РДЗ-220/2000 [7].
Таблица 3.20. Технические данные разъединителей.
|
Условие выбора |
Паспортные данные |
Расчетные данные |
|
|
UНОМ ? UР |
220 кВ |
220 кВ |
|
|
IНОМ ? IР |
2000 А |
135,5 А |
|
|
iДИН ? iУ |
100 кА |
30 кА |
|
|
ITEP2 • tTEP ? I ?2• (tЗ+tОТК) |
50 2 • 3 = 7500 кА2 • с |
11,8 2 • (0,01 + 0,08) = = 139,34 кА2 • с |
Выбор измерительных трансформаторов тока.
1.На отходящих линиях РУ-6кВ к асинхронным двигателям насосов.
IНОМ. = 38 А
По [6] выбираем ТЛК-10-У3-50/5-0,5/10Р - трансформатор тока, с литой изоляцией, для КРУ;
Таблица 3.21. Технические данные трансформаторов тока.
|
Условие выбора |
Паспортные данные |
Расчетные данные |
|
|
UНОМ ? UР |
10 кВ |
6 кВ |
|
|
IНОМ ? IР |
50 А |
38А |
|
|
iДИН ? iУ |
25 кА |
13,85 кА |
|
|
ITEP2 • tTEP ? I ?2 • (tЗ+tОТК) |
48 кА2 • с |
13,85 2 • (0,1 + 0,095) = = 37,4 кА2 • с |
Вторичная нагрузка в классе точности 0,5 составляет ZНАГР.ДОП= 0,4 Ом
Проверяем трансформатор тока по вторичной нагрузке:
Таблица 3.22. Расчет нагрузки трансформаторов тока.
|
Прибор |
Тип |
Нагрузка |
|||
|
А |
В |
С |
|||
|
ваттметр |
Д-335 |
0,5 |
0,5 |
||
|
варметр |
Д-335 |
0,5 |
0,5 |
||
|
счетчик акт. энергии |
И-680 |
2,5 |
2,5 |
||
|
амперметр |
Э-335 |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
|
|
ИТОГО: |
4 |
0,5 |
4 |
Определяем сопротивление приборов
rП = S / IНОМ22 = 4 / 52 = 0,16 Ом
S = 4 ВА -полная максимальная нагрузка, потребляемая приборами;
IНОМ2 = 5 А - номинальный вторичный ток трансформатора тока.
Принимаем сопротивление контактов rК= 0,1 Ом [7]
Рассчитываем требуемое сопротивление соединительных проводов (алюминий), соединяющих трансформаторы тока и приборы:
rПР = zДОП - rП - rК= 0,4 - 0,16 - 0,1 = 0,14 Ом
Принимаем длину алюминиевого провода L = 5 м [7];
Рассчитываем минимально допустимое сечение провода:
Принимаем контрольный кабель АКПВГ с жилами сечением 4 мм2 [13].
Расчетное сопротивление провода:
rпр= r0l= 7,8110-35=0,039 Ом
Полное сопротивление:
rР = rП + rПР + rК = 0,16 + 0,039 + 0,1 = 0,299 Ом
zДОП = 0,4 Ом > 0,299 Ом = rР
На вводах трансформаторов ТМ-100/6.
IР = 170,8 А
Трансформатор тока ТЛК-10-200/5-0,5/10Р [6].
Таблица 3.23. Технические данные трансформаторов тока.
|
Условие выбора |
Паспортные данные |
Расчетные данные |
|
|
UНОМ ? UР |
10 кВ |
6 кВ |
|
|
IНОМ ? IР |
200 А |
170,8 А |
|
|
iДИН ? iУ |
25 кА |
9,1 кА |
|
|
ITEP2 • tTEP ? IП.О2 • (tЗ+tОТК) |
4 2 • 3 = 48 кА2 • с |
9,1 2 • (0,1 + 0,095) = = 16,2 кА2 • с |
Вторичная нагрузка ZНАГР.ДОП = 0,8 Ом
Ячейка трансформатора РУ-220 кВ электрокотельной.
IР = 135,5 А
ТФНД-220-3Т-300/5-0,5/Р [8]
Таблица 3.24. Технические данные трансформаторов тока.
|
Условие выбора |
Паспортные данные |
Расчетные данные |
|
|
UНОМ ? UР |
220 кВ |
220 кВ |
|
|
IНОМ ? IР |
300 А |
135,5 А |
|
|
ITEP2 • tTEP ? IП.О2 • (tЗ+tОТК) |
20 2 • 3 = 1200 кА2 • с |
11,8 2 • (0,01 + 0,08) = = 139,34 кА2 • с |
Вторичная нагрузка ZНАГР.ДОП= 0,4 Ом
4. Выбор измерительных трансформаторов напряжения.
Трансформаторы напряжения выбираются по номинальному напряжению UНОМ и по вторичной нагрузке SНОМ2.
1. РУ-6 кВ
На шины 6 кВ выбираем трансформатор напряжения НТМИ-6-66УЗ трансформатор трехфазный, с естественным масляным охлаждением, для измерительных цепей [13].
UНОМ1=6 кВ, UНОМ2=100 В, UНОМ2ДОП = 100 / В,SНОМ2 = 120 ВА
Таблица 3.25. Расчет нагрузки трансформаторов напряжения.
|
Прибор |
Тип |
SKAT, BA |
число кат. |
cos ? |
sin ? |
число приб. |
РОБЩ., Вт |
QОБЩ., Вар |
|
|
вольтметр |
Э-335 |
2 |
1 |
1 |
0 |
2 |
4 |
0 |
|
|
ваттметр |
Д-335 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
1 |
3 |
0 |
|
|
варметр |
Д-335 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
1 |
3 |
0 |
|
|
счетчик акт. энергии |
И-680 |
2 Вт |
2 |
0,38 |
0,925 |
1 |
0,76 |
1,85 |
|
|
счетчик реакт. энергии |
И-680 |
2 Вт |
2 |
0,38 |
0,925 |
1 |
0,76 |
1,85 |
|
|
частотометр |
Э-371 |
3 |
1 |
1 |
0 |
1 |
3 |
0 |
|
|
ИТОГО: |
14,52 |
3,7 |
Полная вторичная нагрузка ТН:
Sр=
SНОМ2 > Sр 120 ВА > 14,98 ВА
Проверка других трансформаторов напряжения по вторичной нагрузке аналогична.
На термическую и динамическую стойкость трансформаторы напряжения не проверяются, так как защищены предохранителем.
2. РУ-220 кВ.
Трансформатор напряжения НКФ -220-58У1 13.
UНОМ = 220 кВ;SНОМ2 = 400 ВА.
5. Выбор ограничителей перенапряжения.
Выбор ограничителей перенапряжения производится по номинальному напряжению установки.
ОРУ-220 кВ.
Выбираем ОПН -220.У1 [13]
РУ-6 кВ.
Выбираем ОПН -6.У1 [13]
3.10 Выбор и проверка шин на термическую и электродинамическую стойкости
1. Произведем выбор шин РУ-6 кВ электрокотельной.
Исходные данные:
IРАС = = 4967,9 А.
IП.О. = 13,85 кА;
i У = 34,89 кА;
BK = IП.О.2 • (tЗ + tОТК) = 13,85 2 • (0,1 + 0,095) = 37,4 кА2 • с.
Выбираем шины по условию нагрева. К величине рабочего тока близки алюминиевые четырёхполосные шины, сечением 4(120х10) мм2 с допустимым током IДОП = 5200 А [1].
Проверяем шины на термическую стойкость.
Определяем минимальное допустимое сечение шин:
где ВК -тепловой импульс от тока короткого замыкания, А2 • с;
С = 91 - тепловой коэффициент для шин из алюминия [7].
Сечение шины S = 480 • 10 = 4800 мм2
S ? SMIN
4800мм2 > 67,2 мм2
Шины термически устойчивы.
Проверяем шины на электродинамическую стойкость.
Сечение шины: h x b = 480 х10 мм2;
h = 0,48 м; b = 0,04 м.
Шины расположены на ребро.
Проверка производится по условию:
РАСЧ ДОП
где РАСЧ - максимальное механическое напряжение в материале шин в точке взаимодействия изгибающего момента;
ДОП =82,3 Мпа -допустимое максимальное напряжение [7].
Наибольшее усилие, действующее на среднюю фазу:
F = 1,76iУД2 10-7,
где l=750 мм- расстояние между изоляторами одной фазы.
а=250 мм- расстояние между соседними фазами.
iУД-ударный ток в точке К-2
F =1,7634890210-7=642,74 Н
Определяем момент сопротивления динамическому воздействию:
W =
Определяем максимальное механическое напряжение в материале шин в точке взаимодействия изгибающего момента:
М = МПа
ДОП ? М
82,3 МПа > 28,8 МПа
Шины динамическое воздействие выдержат.
3.10.1 ПРОВЕРКА ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ КАБЕЛЕЙ НА УСТОЙЧИВОСТЬ К ТОКАМ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Кабель от РУ-6 кВ к асинхронным двигателям.
Кабель ААГУ-6 кВ (3х95)
Определяем минимальное допустимое сечение жилы кабеля по условиям термической стойкости:
С = 95 - коэффициент для кабеля с алюминиевыми жилами [7].
S ? SMIN
95 мм2 > 71,1 мм2
Кабель термическое действие тока выдержит.
Кабель от РУ-6 кВ к КТП.
Кабель ААГУ -6 кВ (3х10)
Минимальное допустимое сечение жилы кабеля по условиям термической стойкости:
S ? SMIN
10 мм2 < 71,1 мм2
Кабель термическое действие тока не выдерживает, поэтому выбираем кабель большего сечения.
Кабель ААГУ-6 кВ (3 х 95). IДОП = 215 А.
95 мм2 > 71,1 мм2
Кабель термическое действие тока выдержит.
Кабель от РУ-6 кВ до электрокотельной.
Кабель ААГУ -6 кВ 3(3х150)
Минимальное допустимое сечение жилы кабеля по условиям термической стойкости:
S ? SMIN
3х150 мм2 < 71,1 мм2
Кабель термическое действие тока выдержит.
3.11 РАСЧЕТ ТОКА ТРЕХФАЗНОГО КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ В СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В.
Рис. 2.3
Приводим сопротивления системы электроснабжения высшего напряжения к напряжению 0,4 кВ:
R6/0,4 = R6 • • КТ2 = = 0,0002 мОм
X6/0,4 = X6 • • КТ2 = = 0,003 мОм
Сопротивление цехового трансформатора:
RТ = •106 = 31,5 мОм
XТ = •106 = 20,8 мОм
Удельные сопротивления жилы кабеля АВВГ-1 кВ (3х150 + 1х50):
R0Ф= 0,22 Ом/км;Х0Ф=0,06 Ом/км.[6]
Сопротивление жилы кабеля длиной L1 =0,058 км:
R1Ф = R0Ф • L1=0,22 • 0,058 = 0,012 Ом;
Х1Ф = Х0Ф • L1=0,06 • 0,058 = 0,0034 Ом.
Удельные сопротивления жилы кабеля АВВГ-1 кВ (3х6 + 1х4):
R0Ф= 5,55 Ом/км;Х0Ф=0,09 Ом/км.[9]
Сопротивление жилы кабеля длиной L2 =0,0458 км:
R2Ф = R0Ф • L2=5,55 • 0,0458 = 0,254 Ом.
Х2Ф = Х0Ф • L2=0,09 • 0,0458 = 0,0041 Ом;
Короткое замыкание в точке К-1:
Результирующее сопротивление:
Индуктивное сопротивление:
Х РЕЗ = Х 6/0,4 + Х Т = 0,003 + 20,8 = 20,803 мОм
Активное сопротивление:
R РЕЗ = R 6/0.4 +RТ +RДОБ = 0,0002 +31,5 +15 =46,5002 мОм
где RДОБ = 15 мОм -переходное сопротивление контактов [24]
Результирующее полное сопротивление:
Z РЕЗ = = 50,9 мОм
Значение тока короткого замыкания в точке К-1:
Ударный ток короткого замыкания:
iУ К-1 = • КУ • I К-1 = • 1,05 • 4,5 = 6,68 кА
где КУ =1,05 -ударный коэффициент [24].
Короткое замыкание в точке К-2:
1. Результирующее сопротивление:
Индуктивное сопротивление:
Х РЕЗ = Х 6/0,4 + Х Т + X1Ф =0,003 + 20,8 + 3,4 =24,2 мОм
Активное сопротивление:
R РЕЗ = R 6/0.4 +RТ + R1Ф + RДОБ = 0,0002 + 31,5 + 12 + 15 + 20 =
= 78,5 мОм
где RДОБ = 20 мОм -переходное сопротивление контактов [24]
Результирующее полное сопротивление:
Z РЕЗ = = 82,2 мОм
Значение тока короткого замыкания в точке К-2:
Ударный ток короткого замыкания:
iУ К-2 = • КУ • I К-2 = • 1,03 • 2,8 = 4,1 кА
где КУ =1,03 -ударный коэффициент [24].
Короткое замыкание в точке К-3:
1. Результирующее сопротивление:
Индуктивное сопротивление:
Х РЕЗ = Х 6/0,4 + Х Т + X1Ф + X2Ф = 0,003 + 20,8 + 3,4 + 4,1 =28,3 мОм
Активное сопротивление:
R РЕЗ = R 6/0.4 +RТ + R1Ф + R2Ф + RДОБ = 0,0002 + 31,5 +12 + 254 + 15 + 20 + 25 + 30 =387,5 мОм
где RДОБ = 25 мОм и 30 мОм -переходное сопротивление контактов [24]
Результирующее полное сопротивление:
Z РЕЗ = = 388,5 мОм
Значение тока короткого замыкания в точке К-3:
Ударный ток короткого замыкания:
iУ К-3 = • КУ • I К-3 = • 1 •0,59 = 0,83 кА
где КУ =1 -ударный коэффициент [24].
Результаты расчетов токов трехфазного короткого замыкания заносим в сводную таблицу 3.26. .
|
Таблица 3.26. Сводная таблица расчета токов короткого замыкания |
|||
|
Точка К.З. |
I К (3) , кА |
i У , кА |
|
|
К-1 |
4,5 |
6,68 |
|
|
К-2 |
2,8 |
4,1 |
|
|
К-3 |
0,59 |
0,83 |
3.12 ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В. ВЫБОР АВТОМАТИЧЕСКИХ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ
Автоматические выключатели предназначены для автоматического размыкания электрических цепей при ненормальных режимах работы, для редких оперативных переключений при нормальных режимах, а также для защиты электрических цепей при недопустимых снижениях напряжения. Наименьший ток, вызывающий отключение автоматического выключателя, называют током срабатывания, а настройку расцепителя автоматического выключателя на заданный ток срабатывания - уставкой тока срабатывания.
1) Номинальный ток автоматического выключателя:
Выбирается по длительному расчетному току.
Iав Iн.дл
2) Номинальный ток теплового расцепителя:
Выбирается по длительному расчетному току линии:
Iн.тр Iн.дл
Для двигателя:
Iн.дл = Iном
Iном - номинальный ток двигателя
Для группы эл. приёмников:
Iн.дл = Iрасч
Iрасч -максимальный расчетный ток
3) Ток срабатывания электромагнитного расцепителя:
Должен быть не меньше 125% тока пускового или максимально кратковременного:
Iср.эмр 1,25 Iкр
Для двигателя:
Iкр = Iпуск
Iпуск - номинальный пусковой ток двигателя
Для группы эл. приёмников:
Iкр = Iпуск.макс+( Iном.расч - Iном.макс)
Iпуск.макс - номинальный пусковой ток самого мощного двигателя в группе;
Iном.макс - номинальный ток самого мощного двигателя в группе;
Iном.расч - расчетный максимальный ток, взятый из таблицы нагрузок.
Паспортные данные потребителей РН, IH, IПУСК взяты из [3] и из таблицы 2.1.
1. Насос аккумуляторных баков:
РН = 11 кВт;IHОМ = 22 А;IПУСК = 132 А.
Следуя выше указанным условиям выбираем ток автомата Iав=25 А.
Тип автоматического выключателя:
где Iн.тр=25 А - номинальный ток теплового расцепителя;
Подобные документы
Расчет параметров схемы замещения системы электроснабжения. Сопротивление и релейная защита кабельных линий. Расчёт токов короткого замыкания. Максимальная токовая и дифференциальная защита трансформатора. Защита замыканий на землю. Ток срабатывания реле.
курсовая работа [894,8 K], добавлен 23.08.2012Выбор необходимого состава системы релейной защиты блока, обеспечивающего полноту его защищенности, расчет вставок срабатывания и разработка схемы подключения устройств. Разработка методов проведения технического обслуживания реле контроля сигнализатора.
курсовая работа [267,5 K], добавлен 22.11.2010Источники водоснабжения ТЭЦ. Анализ показателей качества исходной воды, метод и схемы ее подготовки. Расчет производительности водоподготовительных установок. Водно-химический режим тепловых электростанций. Описание системы технического водоснабжения ТЭС.
курсовая работа [202,6 K], добавлен 11.04.2012Технологический процесс пароснабжения с использованием электродного водогрейного котла. Назначение деаэратора ДСА-300. Разработка системы автоматического регулирования агрегата на базе современных технических средств автоматики, выбор типа регулятора.
курсовая работа [2,2 M], добавлен 03.12.2012Изучение схемы распределительной сети электрической энергии промышленного предприятия и виды его нагрузки. Выбор типов защит всех элементов схемы в соответствии с ПУЭ. Изображение схемы релейной защиты трансформатора и двигателя, расчет сечения провода.
курсовая работа [537,1 K], добавлен 29.10.2010Определение расчетных электрических нагрузок. Проектирование системы внешнего электроснабжения завода. Расчет токов короткого замыкания и заземления. Выбор основного электрооборудования, числа и мощности трансформаторов. Релейная защита установки.
курсовая работа [2,0 M], добавлен 08.11.2014Расчет сопротивлений элементов схемы и величин токов. Расчет защиты высоковольтного двигателя, кабельной линии, сборных шин, силового трансформатора, воздушной линии. Проверка трансформатора тока, выбор контрольного кабеля, дифференциально-фазная защита.
курсовая работа [1014,9 K], добавлен 11.05.2010Выбор схемы электроснабжения прокатного производства. Расчет электрических нагрузок. Выбор компенсирующего устройства, мощности и силового трансформатора. Характеристика высоковольтного оборудования. Релейная защита, конструктивное исполнение подстанций.
курсовая работа [402,5 K], добавлен 06.09.2016Проектирование устройств релейной защиты, предназначенных для обеспечения нормальной работы систем электроснабжения и повышения надежности электроустановок потребителей. Расчет сопротивлений элементов схемы замещения, автоматических выключателей.
курсовая работа [2,6 M], добавлен 28.04.2014Расчет режима работы и показателей экономичности теплонасосной установки. Выбор насосов, схем включения испарителей, конденсаторов, диаметров трубопроводов. Тепловой расчет и подбор теплообменников. Разработка принципиальной схемы системы водоснабжения.
курсовая работа [2,7 M], добавлен 23.03.2014
