Скачать шаблоны для cms Joomla 3 бесплатно.
Зелёные шаблоны джумла.

 

После определения Sт ном определяем коэффициент загрузки трансформатора кз в максимальном режиме при работе всех трансформаторов:

 ,

где   - суммарная максимальная нагрузка трансформаторов, МВА.

Так как кз меньше единицы, то необходимость произведения проверки по допустимой систематической перегрузке трансформаторов отсутствует.

                Выбор электрических схем РУ всех напряжений

Схемы распределительных устройств подстанции должны соответствовать следующим требованиям: обеспечение надежного электроснабжения потребителей; приспособленность к проведению ремонтных работ; оперативная гибкость электрической схемы; экономическая целесообразность.

 

4.1 Выбор электрической схемы РУ со стороны НН

В соответствии с этим для электрических соединений на стороне 6 кВ выбираем схему с одной системой сборных шин, секционированной выключателем (рис. 4).

Курсовая на заказ Москва и регионы

Рисунок 4. Схема РУ 6 кВ с одной системой сборных шин,  секционированной выключателей

Достоинствами данной схемы являются простота, наглядность, экономичность, достаточно высокая надежность, что можно подтвердить на примере присоединения главной понизительной подстанции (ГПП) к шинам электроустановки двумя линиями W3, W4. При повреждении одной линии (КЗ в т. К-2) отключаются выключатели Q2, Q3 и автоматически включается QK3, восстанавливая питание первой секции ГПП по линии W4.

При КЗ на шинах в точке К-1 отключаются выключатели QK1, Q6, Q3 и автоматически включается QK3. При отключении одного источника нагрузку принимает оставшийся в работе источник питания. Таким образом, питание ГПП в рассмотренных аварийных режимах не нарушается благодаря наличию двух питающих линий, присоединенных к разным секциям станции, каждая из которых должна быть рассчитана на полную нагрузку (100%-ый резерв по сети). При наличии такого резерва по сети схема с одной секционированной системой шин может быть рекомендована для ответственных потребителей.

4.2 Выбор электрической схемы РУ со стороны ВН

                Одним из важных требований к схемам на стороне высшего напряжения является создание условий для ревизий и опробований выключателей без перерыва работы. Этим требованиям отвечает схема мостик с выключателями в цепях трансформаторов (рис. 5).

Такая схема применяется преимущественно в РУ 35 кВ на тупиковых, ответвительных и проходных ПС преимущественно при использовании индустриальных комплектных трансформаторных ПС блочного типа (КТПБ-35). Возможно применение этих схем в РУ 110 кВ на ответвительных ПС [4].

 

Рисунок 5. Схема РУ 35 кВ

                Расчет токов коротких замыканий

Определим значения токов короткого замыкания, необходимые для правильного выбора оборудования на стороне 35 кВ и 6 кВ. За расчетный вид короткого замыкания для выбора электрических аппаратов и проводников принимается трехфазное к.з. составляем схему замещения, в которой указываем источники питания и все элементы цепи к.з. своими сопротивлениями (активными сопротивлениями элементов электрической сети пренебрегаем)

Схема замещения для расчетов токов короткого замыкания представлена на рис. 6.

 

Рисунок 6. Схема   замещения для расчета токов короткого замыкания

Расчет начального действующего значения периодической составляющей тока трехфазного к.з. для точки К1.

За базисную мощность принимаем Sб=1000 МВА

Мощность КЗ энергосистемы:

 

 

Согласно [2] при для вычисления токов короткого замыкания и результирующего сопротивления цепи за базовое напряжение принимаем средненоминальное напряжение на стороне высокого напряжения. Это напряжение называется расчетным напряжением ступени и должно быть на 5 % выше номинального напряжения сети:

Uб= UсрВН =37 кВ.

Сверхпереходная ЭДС энергосистемы:

  о.е.

Сопротивление энергосистемы:

X_(*C1)=S_б/S_KЗ1 =1000/1212,436=0,825 о.е.

X_(*C2)=S_б/S_KЗ2 =1000/1515,544=0,66 о.е.

Сопротивление питающей двухцепной линии:

Х_(*ВЛ1)=〖0,5∙Х〗_удВЛ∙L∙S_б/(U_б^2 )=0,5∙0,4∙6∙1000/〖37〗^2 =0,877 о.е.

Х_(*ВЛ2)=〖0,5∙Х〗_удВЛ∙L∙S_б/(U_б^2 )=0,5∙0,4∙10∙1000/〖37〗^2 =1,461 о.е.

Сопротивление трансформаторов:

Х_(*т1)=Х_(*т2)=(U_(к_ср )%)/100∙S_б/S_(н.т.) =10,5/100∙1000/1,6=65,625 о.е.

Результирующее сопротивление до точек К1 и К2:

Х_(*РЕЗ1)=X_(*C1)+Х_(*ВЛ1)=0,825+0,877=1,702 о.е.

Х_(*РЕЗ2)=X_(*C2)+Х_(*ВЛ2)=0,66+1,461=2,121 о.е.

Результирующее сопротивление до точек К3 и К4:

Х_(*РЕЗ3)=X_(*C1)+Х_(*ВЛ1)+Х_(*т1)=0,825+0,877+65,625=67,327 о.е.

Х_(*РЕЗ4)=X_(*C2)+Х_(*ВЛ2)+Х_(*т2)=0,66+1,461+65,625=67,746 о.е.

Начальное действующее значение периодической составляющей тока  к.з. для точек К1 и К2:

I_по1=(〖Е_*〗^″ 〖∙I〗_б)/Х_(*РЕЗ1) =(1∙15,604)/1,702=9,168 кА.

I_по2=(〖Е_*〗^″ 〖∙I〗_б)/Х_(*РЕЗ2) =(1∙15,604)/2,121=7,537 кА.

где

I_б=S_б/(√(3∙) U_б )=1000/(√(3∙) 37)=15,604 кА.

Начальное действующее значение периодической составляющей тока  к.з. для точек К3 и К4:

I_по3=(〖Е_*〗^″ 〖∙I〗_б)/Х_(*РЕЗ3) =(1∙91,64)/67,327=1,361 кА.

I_по4=(〖Е_*〗^″ 〖∙I〗_б)/Х_(*РЕЗ4) =(1∙91,64)/67,746=1,353 кА.

где

I_б=S_б/(√(3∙) U_б )=1000/(√(3∙) 6,3)=91,64 кА.

Ударный то к.з. для точек К1 и К2:

i_уд1=√2∙I_по1∙(1+e^(-0,01/Т_а ) )=√2∙9,168∙(1+e^(-0,01/0,115) )=24,851 кА.

i_уд2=√2∙I_по2∙(1+e^(-0,01/Т_а ) )=√2∙7,537∙(1+e^(-0,01/0,115) )=20,43 кА.

Здесь постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. по таблице 2.1 методических указаний к курсовому проекту:

Т_а=0,115 с.

Ударный то к.з. для точек К3 и К4:

 

i_уд3=√2∙I_по3∙(1+e^(-0,01/Т_а ) )=√2∙1,361∙(1+e^(-0,01/0,045) )=3,466 кА;

i_уд4=√2∙I_по4∙(1+e^(-0,01/Т_а ) )=√2∙1,353∙(1+e^(-0,01/0,045) )=3,446 кА;

Здесь постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. по таблице 2.1 методических указаний к курсовому проекту:

Т_а=0,045 с.

Апериодическая составляющая ТКЗ до момента разъединения контактов выключателя:

 ,

где Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей;

для К1 Та =0,02 с; для  - Та =0,05 с.

  

Примечание: расчет был выполнен в соответствии с [2, п.3,2]; при этом за момент времени t принимается время срабатывания выключателя.

Переходим к определению интеграла Джоуля.

Выбираем  

                Усредненное значение времени срабатывания релейной защиты для номинального напряжения 35 кВ находится в пределах 0,5..1 с, а для номинального напряжения 6 кВ – в пределах 1,5..3 с.

                Для стороны ВН  принимаем 0,05 с, а для стороны НН – 0,2 с.

 Имеем:

 - для К1 и К2: 

 - для К3 и К4: 

Примечание: расчет проводился в соответствии с [2, с.188-193].

Полученные в результате вычислений результаты представим в табл. 5.

 

Таблица 5. Значения токов короткого замыкания

Место токов КЗ               ТКЗ в начальный момент времени, кА  Ударный ТКЗ  , кА

ТКЗ в момент расхождения контактов выключателя,  кА            Апериодичес-кая составляющая ТКЗ,   кА

Интеграл Джоуля ,

Курсовая на заказ Москва и регионы

Шины

35 кВ     К1          9,168     24,851   9,168     1,064     64,72

                К2          7,537     20,43     7,537     0,875     43,741

Шины

6 кВ       К3          1,361     3,466     1,361     0,26       4,168

                К4          1,353     3,446     1,353     0,259     4,119

6. Выбор токоведущих частей

6.1 Выбор кабельных линий к распределительной подстанции

Сечение кабелей должно удовлетворять следующим требованиям:

Экономичность, стойкость к нагреву, максимальным длительно допустимым токам с учетом перегрузок при авариях и ремонтах, термической стойкости при к.з. Для линий КЛ1 и КЛ2 выбираем одинаковый тип кабеля.

Сечение кабелей рассчитывается по экономической плотности тока.

F=I_расч/j_Э

Для кабелей с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией при Тmax=4466,727 часов экономическая плотность тока составляет: Jэк = 1,4 А/мм2 [4, табл. П5].

Полная максимальная мощность нагрузки кабельной линии к распределительному пункту

S_клРП=√((Р_клРП )^2+(Р_клРП∙tgφ)^2 )=√((1,2)^2+(1,2∙0,35)^2 )=1,271 МВА,

где:〖 Р〗_клРП-из исходных данных Р_клРП=Р_КЛ1max=Р_КЛ2max=1,2 МВт.

Расчетный максимальный ток кабельной линии к распределительному пункту

I_(расч.клРП)=S_клРП/(√3∙U_НН )∙〖10〗^3=1,271/(√3∙6)∙〖10〗^3=122,302 A,

где: U_НН- номинальное напряжение трансформатора с низкой стороны. Расчетное сечение проводников кабельной линии к распределительному пункту

F_РП=I_(расч.клРП)/j_Э =122,302/1,4=87,359 〖мм〗^2.

Принимаем к установке кабель с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией  сечением 95 мм2 [4, табл. П7].

Номинальный длительно допустимый ток согласно [4, табл. П7], IдопНОМ=225 А.

При проверки кабелей на длительно допустимый ток (по нагреву) учитывают число рядом проложенных в земле кабелей. Согласно заданию до РП идут два кабеля. Поэтому пересчитаем длительно допустимый ток с поправкой на количество рядом проложенных кабелей.

Iдоп=k2·IдопНОМ=0,9·225=202,5 А,

где k2-поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле при расстоянии между кабелями 100 мм в свету, для двух принимаем k2=0,9 [4, табл. П9].

Выбранное сечение F должно удовлетворять условию проверки по допустимой токовой нагрузке (по нагреву):

Курсовая на заказ Москва и регионы

где Iр форс – максимальный длительный ток с учетом перегрузок при авариях и ремонтах, А;

Согласно [1] в случае аварийного выхода одного из трансформаторов, оставшийся в работе должен обеспечить нормальную нагрузку подстанции с учетом перегрузки (40%) на время максимумов общей суточной продолжительностью до 6 часов, но не более 5 суток.

В соответствии с [4, табл. П10] допустимая перегрузка кабельных линий в аварийных условиях: в земле, при предшествующей нагрузке 60% от номинальной, в течение 6 часов – 1,25. Поэтому

 

I_(р форс)=152,88 A<202,5 A.

Условие проверки кабеля по длительному допустимому току выполняется.

При проверке на термическую стойкость необходимо, чтобы выполнялось условие

〖F≥F〗_min=√(B_K )/C,

где F- сечение линии,

Fmin-минимальное сечение проводника, отвечающее термической стойкости,

  - коэффициент, учитывающей материал проводника,

 С=92∙〖10〗^(-3)   (〖кА〗^2∙с^(1⁄2))/〖мм〗^2  [4, табл. П13],

  - тепловой импульс квадратичного тока, 〖кА^2∙с〗^(1⁄2),

 - время отключения короткого замыкания, с,

F_min=√(B_K3 )/C=√4,168/〖92∙10〗^(-3) =22,191 〖мм〗^2<95 〖мм〗^2.

Условие проверки на термическую стойкость выполняется.

6.2 Выбор кабельных линий к трансформаторной подстанции

Сечение кабелей рассчитывается аналогично расчету кабельных линий к распределительному пункту.

Полная максимальная мощность нагрузки кабельной линии к ТП:

S_клТП=√((Р_клТП )^2+(Р_клТП∙tgφ)^2 )=√((1,0)^2+(1,0∙0,35)^2 )=1,059 МВА,

где:〖 Р〗_клТП=1,0 МВт из исходных данных.

Расчетный максимальный ток кабельной линии к ТП:

I_(расч.клТП)=S_клТП/(√3∙U_НН )∙〖10〗^3=1,059/(√3∙6)∙〖10〗^3=101,949 A,

где:U_НН- номинальное напряжение трансформатора на низкой стороне.

Расчетное сечение проводников кабельной линии к ТП:

F_РП=I_(расч.клРП)/j_Э =101,949/1,4=72,82 〖мм〗^2.

Принимаем к установке кабель с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией  сечением 95 мм2 [4, табл. П7].

Номинальный длительно допустимый ток согласно [4, табл. П7] IдопНОМ=225 А.

Учитываем число рядом проложенных в земле кабелей. Согласно заданию до ТП идут 4 кабеля. Поэтому пересчитаем длительно допустимый ток с поправкой на количество рядом проложенных кабелей.

Iдоп=k4·IдопНОМ=0,8·225=180 А,

где k4-поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле при расстоянии между кабелями 100 мм в свету, для двух принимаем k4=0,8 [4, табл. П7].

Выбранное сечение F должно удовлетворять условию проверки по допустимой токовой нагрузке (по нагреву):

Курсовая на заказ Москва и регионы

где Iр форс – максимальный длительный ток с учетом перегрузок при авариях и ремонтах, А;

Согласно [6] в случае аварийного выхода одного из трансформаторов, оставшийся в работе должен обеспечить нормальную нагрузку подстанции с учетом перегрузки (40%) на время максимумов общей суточной продолжительностью до 6 часов, но не более 5 суток.

По таблеце П10 [1] допустимая перегрузка кабельных линий в аварийных условиях: в земле, при предшествующей нагрузке 60% от номинальной, в течение 6 часов – 1,25. Поэтому

 

I_(р форс)=127,436 A<180 A.

Условие проверки кабеля по длительному допустимому току выполняется.

При проверке на термическую стойкость необходимо, чтобы выполнялось условие

〖F≥F〗_min=√(B_K )/C,

где F- сечение линии,

 -минимальное сечение проводника, отвечающее термической стойкости,

 - коэффициент, учитывающей материал проводника,

С=92∙〖10〗^(-3)  (〖кА〗^2∙с^(1⁄2))/〖мм〗^2  [4, табл.П13],

F_min=√(B_K3 )/C=√4,168/〖92∙10〗^(-3) =22,191 〖мм〗^2<95 〖мм〗^2.

Условие проверки на термическую стойкость выполняется.

6.3 Выбор ошиновки РУ 35 кВ

Ошиновку РУ 35 кВ выполняют, как правило, сталеалюминевыми проводами марки АС. Так как сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, определение сечения осуществляем по длительно допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равному току наиболее мощного подсоединения (в данном случае блока трансформатор-нагрузка):

Максимальный ток на внешней стороне: 

 , А.

Токоведущие части от выводов 35 кВ трансформатора к сборным шинам выполняем гибким проводом. Сечение выбирается допустимому току.

Следовательно Jэ=1,1 А/мм2.

Курсовая на заказ Москва и регионы

                Принимаем АС-35/6,2 с такими параметрами (в соответствии с табл. П 3.3 [2]): сечение q=35 мм2; внешний диаметр d=8,4 мм, длительно допустимый ток Iдоп=175 А. Фазы расположены горизонтально и в одной плоскости; расстояние между фазами – 250 см.

                Проверка на термическую действие тока КЗ не проводится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

                Проверку по условиям коронования в данном случае можно не выполнять, так как класс напряжения 35 кВ.

Проверку на термическую стойкость, в соответствии с [2], не проводим.

 

6.4 Выбор ошиновки РУ 6 кВ

Выбор сборных шин 6 кВ и опорных изоляторов для них осуществляем из следующих исходных данных:

                температура наиболее жаркого месяца 30о С;

                токи длительных режимов  , А,

 , А;

                расстояние между фазами: а = 0,8 м;

                длина пролета l = 1,5 м;

                время отключения КЗ tоткл = 2,2 с.

Таблица 6. Значение токов КЗ со стороны НН (для точки К3)

 , кА

 , кА

 , кА

 , кА

 

1,361     3,446     1,361     0,26

Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, поэтому сечение выбираем по допустимому току. В соответствии с [2; табл. П.3.5], берем шины коробчатого сечения, алюминиевые 2(75355,5) мм2, высота h=75 мм; ширина полочки b=35 мм; толщина шины с=5,5, мм; сечение (2695) мм2; Wу0-у0=30,1 см3; Wу-у=3,17 см3; Iдоп=2670 А.

Допустимый ток с учетом поправки на температуру окружающей среды:

 

Проверка на термическую стойкость

В соответствии с методикой, представленной в [2], определяем термический импульс короткого замыкания:

 

Примечание: данный расчет был выполнен в соответствии с [4, с.11].

Минимальное термически стойкое сечение шин по условию термической стойкости:

 

где С = 92   - для алюминия.

45,196 < 2695

Таким образом, термическая стойкость шин обеспечивается.

 

Уникальная программа снижения веса от Фаберлик.
Новинки косметики фаберлик на faberllena.ru

Забронируйте пробный бесплатный урок по химии!

Присылайте запрос на электронную почту  ya.partner5@yandex.ru   или пишите в скайп irina-pon

Viber 8-910-678-72-42

 

ООО «Партнер Капитал» ИНН 5012085872, КПП 332901001, 600016,Россия, г. Владимир, Добросельская 1а,  пом. 8