Определяем реактивную мощность холостого хода трансформатора , квар, по формуле

,                             (2.14)

где Sном.т - номинальная мощность трансформатора, кВА;

     Ix - ток холостого хода трансформатора, %.

Определяем реактивную мощность короткого замыкания, потребляемую трансформатором при номинальной нагрузке , квар, по формуле

,                           (2.15)

где Uк - напряжение короткого замыкания трансформатора, %.

Определяем приведённые потери холостого хода , кВт, трансформатора, учитывающие потери активной мощности в самом трансформаторе, и создаваемые им в элементах всей системы электроснабжения в зависимости от реактивной мощности, потребляемой трансформатором

,                        (2.16)

где - потери мощности холостого хода трансформатора,

     кВт;

     Ки,п - коэффициент изменения потерь, принимается равным

     0,02 кВт/квар для трансформаторов, присоединяемых непо-

     средственно к шинам подстанции.

Определяем приведённые потери короткого замыкания , кВт по формуле

,                         (2.17)

где - потери мощности короткого замыкания трансформа-

     тора, кВт.

Определяем потери в трансформаторах , кВт, по формуле

                        (2.18)

Определяем приведенные потери в трансформаторах , кВт, по формуле

                       (2.19)

Определяем время наибольших потерь Тп , ч, по формуле

,                 (2.20)

где Тmax.н - время использования максимума нагрузки предпри-

    ятием в году, ч/год; Тmax.н =4008 ч/год.

Определяем годовые потери электроэнергии , кВт-ч, которые для трехфазного двухобмоточного трансформатора составляют

,               (2.21)

где N - число трансформаторов;

     Тг - число часов работы трансформаторов в течение года.

Количество передаваемой энергии за год Эгод , кВт-ч

                        (2.22)

Годовые потери электроэнергии , %, определяем по формуле

                          (2.23)

Технико-экономические показатели и результаты расчета занесем в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - Технико-экономические показатели и результаты расчетов для сравниваемых вариантов

Исходя из технико-экономической целесообразности, к установке следует применять два трансформатора типа ТМН-4000/35.

2.5 Исследование оценки непроизводительных потерь электроэнергии в недогруженных  трансформаторах

Исследование оценки непроизводительных потерь электроэнергии в недогруженных трансформаторах предназначено для приближенной оценки расчетным способом экономии электроэнергии (в натуральном и стоимостном выражении) при замене недогруженного трансформатора трансформатором меньшей мощности в условиях минимального объема информации о характере электропотребления.

Определяем расчетную мощность трансформатора Sм , МВ·А, заменяющего недогруженный, по формуле

,                           (2.24)

где - максимальная активная мощность, МВА;

     Кз.max - максимальный коэффициент загрузки;

, , кВт-ч по формуле

,     (2.25)

где Тп - полное число часов включения трансформаторов, ч;

     Траб - годовое время работы трансформатора с нагрузкой,

     ч;

     - потери холостого хода в недогруженном трансфор-

     маторе, кВт;

     - потери холостого хода в заменяющем трансформа-

     торе меньшей мощности, кВт;

     - потери короткого замыкания в недогруженном

     трансформаторе, кВт;

     - потери короткого замыкания в заменяющем транс-

     форматоре меньшей мощности, кВт;

     Sн.р - номинальная мощность недогруженного трансформа-

     тора, МВ·А;

     Sн.м - номинальная мощность заменяющего трансформатора

     меньшей мощности, МВ·А;

     Эг - годовой расход активной энергии, определяемый по

     счётчику, установленному на подстанции, тыс. кВт-ч;

     Эг =2604 тыс. кВт-ч.

Определяем стоимость неоправданных потерь электроэнергии в трансформаторах за год А, руб, по формуле

,                            (2.26)

где Сср - среднегодовая стоимость (тариф) электроэнергии, руб/кВт-ч; Сср =1,25 руб/кВт-ч;

     n - число трансформаторов.

По результатам расчёта видно, что применение недогруженного трансформатора типа ТМН-4000/35 экономически нецелесообразно.

2.6 Расчет токов короткого замыкания

Коротким замыканием называют всякое случайное или преднамеренное, не предусмотренное нормальным режимом работы, электрическое соединение различных точек электроустановки между собой или землей, при котором токи в ветвях электроустановки резко возрастают, превышая наибольший допустимый ток продолжительного режима.

Причинами коротких замыканий могут быть: механические повреждения изоляции - проколы и разрушение кабелей при земляных работах; поломка фарфоровых изоляторов; падение опор воздушных линий; старение, т.е. износ изоляции, приводящее постепенно к ухудшению электрических свойств изоляции; увлажнение изоляции; различные набросы на провода воздушных линий; перекрытие между фазами вследствие атмосферных перенапряжений. Короткое замыкание может возникнуть при неправильных оперативных переключениях, например, при отключении нагруженной линии разъединителем, когда возникающая дуга перекрывает изоляцию между фазами.

В системе трехфазного переменного тока могут трехфазные, двухфазные и однофазные короткие замыкания. Чаще всего возникают однофазные короткие замыкания (60-92% общего числа коротких замыканий).

Последствиями коротких замыканий являются резкое увеличение тока в короткозамкнутой цепи и снижение напряжения в отдельных точках системы, что приводит к полному или частичному разрушению аппаратов, машин и других устройств; к значительным механическим воздействиям на токоведущие части и изоляторы, на обмотки электрических машин; к пожару в элементах электроснабжения из-за повышенного нагрева токоведущих частей и изоляции; к нарушению нормального режима работы механизмов из-за снижения напряжения.

Для предотвращения короткого замыкания и уменьшения их последствий необходимо: устранить причины, вызывающие короткое замыкание, уменьшить время действия защиты, действующей при коротком замыкании; применить быстродействующие выключатели; применить АРН для быстрого восстановления напряжения генераторов; правильно вычислить величины токов короткого замыкания и по ним выбрать необходимую аппаратуру, защиту и средства для ограничения токов короткого замыкания.

Ограничение токов короткого замыкания может быть достигнуто путем соответствующего построения схемы электроснабжения:

- повышение напряжения сетей приводит к уменьшению рабочих токов и токов короткого замыкания;

- секционирование сетей исключает параллельную работу источников и линий, а следовательно, уменьшает токи короткого замыкания;

- раздельная работа трансформаторов на шинах вторичного напряжения ГПП, РП, ТП увеличивает сопротивление короткозамкнутой цепи, следовательно, уменьшает токи короткого замыкания;

- применение реакторов, включаемых последовательно  в цепь при мощности трансформатора более 25МВА;

- применение трансформаторов с расщепленной обмоткой начиная с мощности трансформатора 25МВА.

Расчет токов короткого замыкания будем вести в относительных единицах.

По схеме электрических присоединений составляем расчетную схему и схему замещения:

Рисунок 2.2 - Расчетная схема

Рисунок 2.3 - Схема замещения

Задаемся базисной мощностью Sб =10 МВА

Определяем сопротивления всех элементов схемы.

Сопротивление воздушной линии

,                            (2.27)

где Х0 - индуктивное сопротивление одного километра воздуш-

     ной линии, Ом/км;

     l - длина воздушной линии, км;

     Sб - базисная мощность, МВА;

     Uб - базисное напряжение, кВ.

Определяем сопротивление первой воздушной линии:

Определяем сопротивление второй линии:

Сопротивление трансформатора  находится по формуле

,                           (2.28)

где Sном - номинальная мощность трансформатора, МВА;

     Uкз - напряжение короткого замыкания, %.

Определяем токи короткого замыкания в точках К1 и К2

Точка К1

,                              (2.29)

где Iбк1 - базисный ток точки К1 , кА;

     - сопротивление в точке К1 .

                          (2.30)

                      (2.31)

Точка К2

                       (2.32)

Определяем ударные токи в заданных точках

Точка К1

,                           (2.33)

где - ударный коэффициент, равный 1,8.

Точка К2

Определяем мощность короткого замыкания в точках К1 и К2

Точка К1

                         (2.34)

Точка К2

2.7 Расчет и выбор питающей линии

Подстанция «Бурлы» получает питание от двух воздушных линий напряжением 35 кВ. Линии выполнены из сталеалюминевых проводов, которые имеют большую механическую прочность, чем обычные провода. Сердечник таких проводов выполняется из одной или несколько свитых стальных оцинкованных проволок. Алюминиевые проволоки, покрывающие стальной сердечник одним, двумя, или тремя повивами, являются токоведущей частью провода. Электропроводность стального сердечника мала, и поэтому не учитывается. Сталеалюминевые провода изготавливают следующих марок:

- АС, имеющие отношение сечений алюминия и стали 5,5-6;

- АСО (облегченной конструкции), имеющие отношение стали и алюминия 7,5-8;

- АСУ (усиленной конструкции), имеющие отношение алюминия и стали около 4,5.

В данном дипломном проекте применяются провода марки АС.

Площадь сечения проводов питающих линий сначала определяется по условиям экономической выгоды - плотности тока (экономический расчет), а затем проверяется по нагреву, потере напряжения, по тепловой устойчивости действию токов короткого замыкания, на отсутствие короны (электрический расчет).

Определяем номинальный ток Iном ,А, на стороне 35 кВ по формуле

,                            (2.35)

где Sном.т - номинальная мощность трансформатора, кВА;

     Uном - номинальное напряжение, кВ.

Определяем экономически выгодное сечение провода Sэк , мм2, по формуле

,                                (2.36)

где jэк - экономическая плотность тока, А/мм2.

Экономическая плотность тока для данного случая            jэк=1 А/мм2 [6, с.85, таб. 2.26]

Из условия S>Sэк выбираем провод АС-70 [8, с.428, таб.7.35].

Проводим проверку выбранного сечения провода по нагреву током нормального режима

,                                (2.37)

где kпопр - поправочный коэффициент; для воздушной линии

     kпопр=1

Iдоп=265 А для данного сечения провода, т.е 265 А>66,06 А, что удовлетворяет условию проверки.

Проводим проверку по нагреву током послеаварийного режима с учетом пропускной способности по условию

Кпер·Iдоп ≥ 2Iдл,                              (2.38)

где Кпер - коэффициент перегрузки, Кпер=1,3-1,35 для ВЛЭП.

,

что удовлетворяет условию проверки

Проверка на отсутствие короны.

Наибольшая напряженность поля Е0 , кВ/см, у поверхности провода, соответствующая появлению общей короны, определяется по формуле

                     (2.39)

где m - коэффициент негладкости многопроволочных проводов

     линии, равный 0,82;

     R0 - радиус проводов, см;

     d - относительная плотность воздуха, d=1,04-1,05.

Согласно ПУЭ Emax=28 кВ/см. Чтобы провод не коронировал, необходимо: Emax ≥ E0.

Таким образом, 28 кВ/см > 25,08 кВ/см, т.е. провод коронировать не будет.

Проверка проводов на потерю напряжения, которая в ВЛЭП допускается до 10%.

Потеря напряжения , В, определяется по формуле

,              (2.40)

где l - длина воздушной линии, км;

     R0 - активное сопротивление воздушной линии, Ом/км;

     X0 - индуктивное сопротивление воздушной линии, Ом/км.

Сопротивления линии R0=0,428 Ом/км, X0=0,432 Ом/км [8, с. 432, таб. 7.38]

Потеря напряжения для первой ВЛ с длиной 10 км

Выразим потерю в процентах

                           (2.41)

,

что допустимо.

Потеря напряжения для второй ВЛ с длиной 25 км по (2.39)

Выразим потерю в процентах по (2.40)

,

что допустимо.

Проверка на устойчивость токам КЗ

,                               (2.42)

где Iк - величина тока КЗ в данной точке, А;

     tпр - приведенное время, с;

     С - коэффициент, соответствующий разности выделенной

     теплоты в проводнике после и до короткого замыкания.

Коэффициент С для алюминиевых проводов С=90 [8, с.18, таб.1.15].

В случае, когда выполняется условие Smin<Sном , провод устойчив к действию токов КЗ.

В нашем случае 31,67 мм2<70 мм2.Значит, провод устойчив к действию токов КЗ.

Таким образом, в данном дипломном проекте выбираем провод марки АС-70.

2.8 Расчет и выбор распределительных сетей

Распределительные сети напряжением 10 кВ на подстанции выполнены следующим образом: имеется две секции шин, от которых запитываются комплектные распределительные устройства. От комплектных распределительных устройств передача электроэнергии к потребителям осуществляется кабелем.

Выбираем шины

Определяем ток на стороне 10 кВ по (2.34)

Предполагаем к установке шины алюминиевые 25x3 с допустимым током 265А [8, с.395, таб.7.3].

Определяем силу F, кГ, действующую на среднюю фазу, при протекании по ней ударного тока КЗ

,                        (2.43)

где - ударный ток, кА;

     l - расстояние между изоляторами в пролёте, см;

     а - расстояние между токоведущими частями, см;

Определяем момент сопротивления шин W, см3, при укладке их плашмя

,                               (2.44)

где b - толщина шин, см;

     h - ширина шин, см.

Определяем изгибающий момент  действующий на шину

                               (2.45)

Определяем расчетное напряжение  в металле шин

                               (2.46)

Сравниваем расчетное напряжение с допустимым

,                            (2.47)

где - допустимое напряжение; для алюминиевых шин

     =700 кГ/см 2.

3600 кГ/см 2 700 кГ/см 2

Следовательно, шины динамически не устойчивы.

Учитывая, что =700 кГ/см 2, найдем момент сопротивления шин

Выбираем шины алюминиевые 50x6 мм2 с допустимым током 740А, так как их момент сопротивления равен

Тогда напряжение в металле шин будет не превышать допустимого

480 кГ/см 2 < 700 кГ/см 2

Выбираем кабели для каждого фидера

Фидер №1

Ток фидера составляет Iном=45,43 А

Страницы: 1, 2, 3, 4