Выбор основного оборудования на проектируемой подстанции

курсовая работа

- выбор измерительных приборов;

- выбор конструкции РУ.

1. Выбор основного оборудования проектируемой подстанции

1.1 Выбор силовых трансформаторов

Число трансформаторов на подстанции выбирается в зависимости от мощности и ответственности потребителей, а также наличия резервных источников питания в сетях среднего и низкого напряжений. Так как от подстанции питаются потребители всех трех категорий, то по условию надежности требуется установка нескольких трансформаторов.

Расчетная мощность трансформаторов определяется из выражения:

, (1.1)

где - расчетная мощность трансформатора, МВА;

- суммарная мощность потребителей, МВА;

= 1,4 - коэффициент аварийной перегрузки трансформатора;

n - количество трансформаторов.

, (1.2)

где - нагрузка на стороне НН трансформатора 110/10 кВ, МВА;

- нагрузка на стороне НН трансформатора 10/0,4 кВ, МВА;

- мощность утилизационной теплоэлектроцентрали (УТЭЦ), МВт;

- коэффициент активной мощности УТЭЦ.

МВА

Найдём расчётную мощность, передаваемую через трансформатор по формуле (1.1):

МВА.

Для первого варианта принимаем два трехфазных двухобмоточных трансформатора типа ТРДЦН-63000/110/10 ([1], табл. 6.9 с. 239).

Для второго варианта возьмём также два трансформатора, но большей мощности. Принимаем трансформаторы типа ТРДЦН-80000/110/10.

1.2 Выбор количества отходящих линий и генераторов на УТЭЦ

Количество отходящих линий определяется исходя из максимальной мощности нагрузки на данное напряжение и экономической целесообразности мощностей, и находится по следующей формуле:

, (1.3)

где - активная мощность, которую требуется передать по линии, МВт; - наибольшая передаваемая мощность на одну цепь, МВт.

Количество отходящих линий на стороне 110 кВ:

Принимаем 2 линии.

На стороне 10 кВ:

Принимаем 20 линии.

Так как утилизационная теплоэлектроцентраль (УТЭЦ) вырабатывает мощность равную 12 МВт, то принимаем два турбогенератора мощностью по 6 МВт марки Т-6-2У3 с номинальным напряжением 10кВ ([3]), табл. 2.1).

2. Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений. Разработка схем и распределительных устройств собственных нужд

2.1 Выбор главной схемы электрических соединений

Для распределительных устройств (РУ) напряжением 35 кВ и выше в зависимости от числа цепей и ответвлений применяются следующие схемы электрических соединений: блок трансформатор-линия (с выключателем или без него, с разъединителем или короткозамыкателем), мостик, одна секционированная система сборных шин.

При разработке главной схемы соединений подстанции рассматриваются два-три варианта, отличающиеся составом и схемами подключения основного оборудования, схемами РУ и т. д. В данном курсовом проекте будет рассматриваться одна и та же схема (рисунок 2.1), но с трансформаторами разной мощности (63МВА и 80МВА). На основании технико-экономического сопоставления вариантов определяем оптимальное решение, причем основное внимание уделяется методике их выполнения, а графики нагрузок и другие величины и коэффициенты принимаются по усредненным показателям.

В настоящее время ведут расчет по минимуму приведенных затрат З, руб. год, которые определяются из выражения:

, (2.1)

где - нормативный коэффициент эффективности, 1/год, принимаемый в расчетах 0,12;

К - капиталовложения, руб.;

И - годовые издержки, руб./год.

Капиталовложения определяются по упрощенным показателям стоимости оборудования и аппаратов ([1], табл. 9.14-9.22, с. 333). Результаты расчетов капиталовложений сводим в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Расчёт капиталовложений

Оборудование

Стоимость единицы, тыс. руб.

Вариант

Первый

Второй

Количество, шт.

Стоимость,

тыс. руб.

Количество,

шт.

Стоимость,

тыс. руб.

ТРДН-63000/110

110

2

136

-

-

ТРДН-80000/110

126

-

-

2

157

Выключатели 110 кВ

33

7

57

7

57

Итого:

671

713

Годовые эксплуатационные издержки складываются из трех составляющих: амортизационных отчислений, издержек на обслуживание электроустановок и издержек, обусловленных потерями энергии в проектируемой установке:

(2.2)

Амортизационные отчисления находятся по следующему выражению:

, (2.3)

где а - норма амортизационных отчислений, для силового оборудования равная 6,4%. Издержки на обслуживание электроустановки определяется по следующей формуле:

(2.4)

где b - норма отчислений на обслуживание, равная 3%.

Издержки, обусловленные потерями энергии в проектируемой установке, определяются по следующей формуле:

(2.5)

где - удельные затраты на возмещение потерь, принимаются равными 0,8 коп/кВтч.

- потери энергии в проектируемой установке, кВтч/год;

, (2.6)

где n - количество трансформаторов;

- потери холостого хода, кВт;

- потери короткого замыкания, кВт;

- номинальная мощность трансформатора, МВА;

- максимальная нагрузка трансформатора, МВА;

- время максимальных потерь, час.;

, (2.7)

где - продолжительность использования максимальной нагрузки равная 5000 час.;

Определим годовые эксплуатационные издержки для первого варианта:

тыс. руб.

тыс. руб.

час.

Находим потери электроэнергии в трансформаторах:

кВтч

Издержки от потери электроэнергии:

тыс. руб.

Годовые эксплуатационные издержки:

тыс. руб.

По формуле (2.1) определяем приведенные затраты для первого варианта:

тыс. руб.

Для второго варианта расчет выполняется аналогично.

тыс. руб.

тыс. руб.

кВтч

тыс. руб.

тыс. руб.

Определяем приведенные затраты для второго варианта:

тыс. руб.

Исходя из минимума приведенных затрат, первый вариант является более экономичным (150,844 тыс. руб. < 161,130 тыс. руб.), поэтому дальнейший расчет будем вести для него.

Рисунок 2.1 - Схема РУ главной понизительной подстанции 110/10 кВ.

2.2 Выбор трансформаторов и схемы собственных нужд подстанции

Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они питаются от сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов. На двух трансформаторных подстанциях 35-750 кВ устанавливаются два трансформатора собственных нужд, мощность которых выбирается в соответствии с нагрузкой, с учетом допустимой перегрузки при выполнении ремонтных работ и отказа одного из трансформаторов. Состав потребителей собственных нужд сводим в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - Собственные нужды подстанции

Собственные нужды подстанции

Установленная мощность, кВт

cos

tg

Нагрузка

Единиц

Руд,

кВт/ед.

Всего

Рус

Qус

1.Подогрев выключателей

2.Подогрев шкафов КРУ-10

3.Подогрев приводов разъединителей

4.Подогрев релейного шкафа

5.Отопление, освещение, вентиляция

ЗРУ 6-10 кВ.

ОПУ

6.Освещение ОРУ-110 кВ.

7.Охлаждение трансформаторов

8.Маслохозяйство

5

28

22

1

1

1

1

2

1

1,75

1

0,6

1

5,7

80

7

5

160

8,75

28

13,2

1

5,7

80

7

10

160

1

1

1

1

1

1

1

0,8

1

0,62

8,75

28

13,2

1

5,7

80

7

10

160

6,2

Итого: SУСТ = 313,711 кВА

Расчетная мощность потребителей собственных нужд определяется по выражению:

, (3.1)

где - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки, принимается равным 0,8;

кВА.

Выбираем трансформатор типа ТМ-250/10.

Каждый трансформатор собственных нужд присоединяется через кабель к секционированным шинам низкого напряжения силового трансформатора на каждую секцию шин. Защитный аппарат, устанавливаемый перед ТСН - предохранитель типа ПКТ (ПК), поэтому схему присоединения ТСН на главной схеме будем выполнять следующим образом (рисунок 2).

Рисунок 2 - Схема присоединения ТСН

3. Расчет токов короткого замыкания

3.1 Составление схемы замещения электрической сети

Расчет токов к.з. производится для выбора и проверки электрооборудования, а также параметров электрических аппаратов релейной защиты. Точки короткого замыкания выбираем в таких местах системы, чтобы выбираемые в последующих расчетах аппараты были поставлены в наиболее тяжелые условия. Наиболее практичными точками являются сборные шины всех напряжений.

Составляем расчетную схему проектируемой подстанции. В схему замещения все элементы (система, генератор, трансформатор, линия) входят своими индуктивными сопротивлениями. Особенностью составления схемы замещения является то, что силовые двухобмоточные трансформаторы на понижающей подстанции работают на шины низкого напряжения раздельно. Это принято для снижения уровней токов короткого замыкания в электрической сети, поэтому расчёт схемы будем вести только для тех шин, к которым подключены генераторы от УТЭЦ. Схема замещения представлена на рисунке 3.

Рисунок 3 - Схема замещения электрической сети

3.2 Выбор базисных условий и определение параметров элементов схемы замещения

За базисную мощность принимаем мощность равную SБ = 4000 МВА;

За базисное напряжение принимаем напряжения равные средним номинальным напряжениям сети, которые равны 115 кВ и 10,5 кВ: UБ1 = 115 кВ, UБ2 = 10,5 кВ. Принятые базисные напряжения вытекают из точек к.з., которые намечаются в расчетной схеме, т.е. К1 - на шинах высокого напряжения подстанции, K2 и К3 - на шинах низкого напряжения.

Базисные токи, кА определяются по формуле:

, (3.1)

где - базисная мощность, МВА;

- базисное напряжение, кВ.

кА;

кА;

Определяем сопротивления элементов схемы замещения.

Сопротивление системы определяется по выражению:

, (3.2)

где - относительное сопротивление системы, о. е.;

;

.

Сопротивление трансформаторов определяем по выражению:

, (3.3)

где - напряжение короткого замыкания, %;

- номинальная мощность трансформатора, МВА.

Так трансформаторы с расщеплённой обмоткой, то для того чтобы найти сопротивление каждой обмотки нужно общее сопротивление трансформатора умножить на два:

;

Сопротивление линий определяется по выражению:

, (3.4)

где - удельное сопротивление 1 км линии, равное 0,4 для 115 кВ;

- протяженность линии, км.

Так как электроснабжение осуществляется по двухцепной линии, то сопротивление линий необходимо делить на два:

Сопротивление генераторов определяется по выражению:

, (3.5)

где - относительное сопротивление генератора, о. е.;

- номинальная мощность генератора, МВА.

3.3 Расчет токов короткого замыкания на стороне 110кВ

Рассчитаем ток короткого замыкания на стороне высокого напряжения трансформатора, то есть в точке К1. Упростим схему замещения, для чего преобразуем её к следующему виду (рисунок 4).

Рисунок 4 - Упрощённая схема замещения электрической сети

Параметры схемы замещения, изображённой на рис. 4 следующие:

Производим преобразование параллельно-последовательной цепи x1 - x2 - xЛ3:

Так как ЭДС генераторов равны между собой, то объединим ветви, содержащие ЭДС генераторов, а суммарное сопротивление генераторной ветви станет равным половине сопротивления генератора.

В результате всех преобразований схема замещения примет вид, изображённый на рисунке 5.

Рисунок 5 - Упрощённая схема замещения электрической сети для расчёта тока к.з. на стороне 110 кВ

Сверхпереходной ток находим по формуле:

(3.5)

где - сверхпереходной установившийся ток, о.е.;

- ЭДС системы или генератора, о.е.;

- результирующее сопротивление ветви, о.е..

По ([2], с. 106) находим значение ЭДС системы и генератора в о.е.:

.

Сверхпереходной ток от системы 1 в относительных единицах равен:

Сверхпереходной ток от системы 2 в относительных единицах равен:

Сверхпереходной ток от генератора в относительных единицах равен:

Суммарный ток замыкания в точке К1 в относительных единицах равен:

Ток короткого замыкания в точке К1 в именованных единицах равен:

кА.

3.4 Расчет токов короткого замыкания на стороне 10 кВ

Так ветви со стороны низкого напряжения имеют одинаковые сопротивления, то токи короткого замыкания в точках К2 и К3 будут иметь одинаковые значения, поэтому рассчитаем ток короткого замыкания в точке К2.

Упростим схему замещения.

Рисунок 6 - Упрощённая схема замещения электрической сети

Расчёт параметров схемы замещения, изображённой на рисунке 6 см. в п.п. 3.3.

Преобразуем параллельно-последовательную цепь x1 - x2 - xЛ3. Расчет см. в п.п. 3.3.

;

Рисунок 7 - Упрощённая схема замещения электрической сети

Преобразуем схему замещения к более простому виду.

Рисунок 8 - Упрощённая схема замещения электрической сети для расчёта тока к.з. на стороне 10 кВ

По выражению (3.5) найдём значение тока короткого замыкания в относительных единицах:

Сверхпереходной ток от системы 1 в относительных единицах равен:

Сверхпереходной ток от системы 2 в относительных единицах равен:

Сверхпереходной ток от генератора 1 в относительных единицах равен:

Сверхпереходной ток от генератора 2 в относительных единицах равен:

Суммарный ток замыкания в точке К2 в относительных единицах равен:

Ток короткого замыкания в точке К2 в именованных единицах равен:

кА.

Ударный ток к.з. определяется по следующей формуле:

, (3.6)

где - ударный коэффициент ( = 1,78);

- расчетный ток трехфазного к.з.

Результаты расчетов токов к.з. сводим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Результаты расчётов токов короткого замыкания

Ток

Точка короткого замыкания

K1

K2 и K3

IK , о.е.

0,172

0,0636

IK , кА

3,464

13,987

iУ, кА

8,721

35,209

4. Выбор коммутационных аппаратов

4.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выбор выключателей производим по следующим параметрам:

1. По напряжению электроустановки

(4.1)

2. По рабочему току:

, (4.2)

где , - паспортные (каталожные) параметры выключателя;

3. Проверка на электродинамическую стойкость выполняется по следующим условиям:

(4.3)

где и - расчетные значения периодической составляющей тока к.з. и ударного тока в цепи, для которой выбирается выключатель;

, - действующее и амплитудное значение предельного и сквозного тока к.з. (каталожные параметры выключателя).

4. Выбрав выключатель по рассмотренным параметрам, его проверяют на способность отключения апериодической составляющей токов к.з.:

(4.4)

Для определения определяют апериодический ток:

, (4.5)

где - время отключения выключателя, с;

, (4.6)

где - минимальное время действия релейной защиты, принимается равным 0,01 c.

- собственное время отключения выключателя;

- постоянная времени затухания.

Затем определяют возможность отключения апериодической составляющей тока к.з., для чего определяют процент содержания в токе к.з.:

, (4.7)

Выключатель отключает апериодическую составляющую при выполнении условия (4.4).

5. На термическую устойчивость выключатель проверяют по условию:

(4.8)

где - тепловой импульс по расчету, кА2·с;

- термический ток предельной стойкости, кА;

- допустимое время действия термического тока предельной стойкости, с;

, (4.9)

где - время отключения к.з., с:

t (4.10)

где - время действия релейной защиты, с; - собственное время отключения выключателя (каталожные данные), с;

Необходимо отметить, что расчетным видом к.з для проверки на электродинамическую и термическую стойкость является трехфазное к.з.

Разъединители, отделители и выключатели нагрузки выбираются по номинальному напряжению (4.1), номинальному току (4.2), а в режиме к.з. проверяются на термическую по условию (4.8) и электродинамическую стойкость по условию (4.3).

4.1.1 Выбор выключателей и разъединителей на стороне 110 кВ

Определяем рабочий ток для секционного выключателя и выключателей со стороны высокого напряжения трансформатора:

кА.

Исходя из этого, принимаем выключатель типа ВВУ-110Б-31,5/2000У1 с кА и кВ

Следовательно, условия (4.1) и (4.2) выполняются.

Проверим на динамическую стойкость по условиям (4.3):

Каталожные данные выключателя: кА; кА.

Расчетные данные: кА; кА.

Следовательно, условие (4.3) выполняется.

Проверим на способность отключения апериодической составляющей токов к.з. по условиям (4.4):

Определяем апериодический ток по формуле (4.5):

кА.

Время отключения выключателя по выражению (4.6):

с.

Определяют процент содержания ia в токе к.з. по формуле (4.7):

%.

Каталожное значение: %, данный критерий (4.4) выполняется, т.е. выключатель обеспечивает отключение апериодической составляющей токов к.з.

Проверка на термическую стойкость по условию (4.8).

Определим значение импульса квадратичного тока, гарантированное заводом изготовителем:

кА2·с

Расчетный импульс квадратичного тока к.з., определяется по формуле (4.9):

кА2·с;

Время отключения к.з. определим по формуле (4.10):

с.

Условие (4.8) выполняется:

Следовательно, окончательно принимаем выключатель: ВВУ-110Б-31,5/2000У1. Результаты расчетов по выбору выключателей сводим в таблицу 4.1, по выбору разъединителей - в таблицу 4.2.

Таблица 4.1 - Результаты выбора выключателей в РУ ВН

Расчетные параметры сети

Каталожные данные выключателя

Условия выбора

кВ

кВ

кА

кА

кА

кА

кА

кА

%

%

кА2·с

кА2·с

Выбран выключатель типа: ВВУ-110Б-31,5/2000У1

Таблица 4.2 - Результаты выбора разъединителей в РУ ВН

Расчетные параметры сети

Каталожные данные выключателя

Условия выбора

кВ

кВ

кА

кА

кА

кА

кА

кА

кА2·с

кА2·с

Выбран разъединитель типа: РНД-110/630 Т1

4.1.2 Выбор выключателей на стороне 10 кВ

Выбор выключателей в РУ НН аналогичен выбору выключателей и разъединителей в РУ ВН, поэтому результаты расчётов приведём в табл. 4.3.- 4.7.

Выбираем выключатели со стороны 10 кВ трансформаторов:

кА

Таблица 4.3 - Результаты выбора выключателей со стороны НН трансформатора

Расчетные параметры сети

Каталожные данные выключателя

Условия выбора

кВ

кВ

кА

кА

кА

кА

кА

кА

%

%

кА2·с

кА2·с

Выбран выключатель типа: ВВЭ-10-31,5/2500Т3

Выбираем секционные выключатели:

кА

Таблица 4.4 - Результаты выбора секционных выключателей в РУ НН

Расчетные параметры сети

Каталожные данные выключателя

Условия выбора

кВ

кВ

кА

кА

кА

кА

кА

кА

%

%

кА2·с

кА2·с

Выбран выключатель типа: ВВЭ-10-31,5/1250Т3

Выбираем выключатели, к которым подключена нагрузка 10 кВ:

кА

Таблица 4.5 - Результаты выбора выключателей нагрузки 10 кВ

Расчетные параметры сети

Каталожные данные выключателя

Условия выбора

кВ

кВ

кА

кА

кА

кА

кА

кА

%

%

кА2·с

кА2·с

Выбран выключатель типа: ВВЭ-10-31,5/630Т3

Выбираем выключатели для линий, к которым подключены понижающие трансформаторы 10/0,4 кВ:

кА

Таблица 4.6 - Результаты выбора выключателей нагрузки 0,4 кВ

Расчетные параметры сети

Каталожные данные выключателя

Условия выбора

кВ

кВ

кА

кА

кА

кА

кА

кА

%

%

кА2·с

кА2·с

Выбран выключатель типа: ВВЭ-10-31,5/630Т3

Выбираем выключатели, к которым подключены генераторы:

кА

Таблица 4.7 - Результаты выбора генераторных выключателей

Расчетные параметры сети

Каталожные данные выключателя

Условия выбора

кВ

кВ

кА

кА

кА

кА

кА

кА

%

%

кА2·с

кА2·с

Выбран выключатель типа: ВВЭ-10-31,5/630Т3

4.2 Выбор предохранителей

Для защиты ТСН используем предохранители. Выбор предохранителей производится:

- по напряжению установки ;

- по току ;

- по конструкции и роду установки;

- по току отключения ;

где - предельный отключаемый ток.

Расчетная мощность потребителей собственных нужд: кВА. электрический схема генератор выключатель

А.

Напряжение установки: кВ.

Выбираем предохранитель типа ПКТ101-10-10-31,5У3.

Следовательно, выбранный предохранитель соответствует условиям выбора.

5. Выбор токоведущих частей и кабелей

Основное оборудование подстанций и аппараты в этих целях соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки. При выборе токоведущих частей необходимо обеспечить ряд требований, вытекающих из условий работы.

Проводники должны:

1. Длительно проводить рабочие токи без чрезмерного повышения температуры.

2. Противостоять кратковременному электродинамическому и тепловому действию токов короткого замыкания.

3. Выдерживать механические нагрузки, создаваемые собственной массой и массой связанной с ними аппаратов, а также усилия, возникающие в результате атмосферных воздействий.

4. Удовлетворять требованиям экономичности электроустановки.

На подстанциях, в открытой части могут применяться провода АС или жёсткая ошиновка алюминиевыми трубами. Соединение трансформатора с закрытым РУ 6-10 кВ или КРУ 6-10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. В РУ 6-10 кВ применяется жёсткая ошиновка.

5.1 Выбор сборных шин и гибких токопроводов

5.1.1 Выбор сборных шин на стороне 110 кВ

Сборные шины по экономической плотности тока не выбираются, так как нагрузка по длине шин неравномерна и на многих участках меньше рабочего тока.

Поэтому сборные шины выбираются по допустимому току, т.е. шины должны удовлетворять условиям нагрева при максимальных нагрузках ремонтного или послеаварийного режима:

, (5.1)

где - максимальный ток нагрузки при ремонтном или послеаварийном режиме, А;

- допустимый ток шин выбираемого сечения, А.

Шины проверяются: по допустимому току из условий нагрева; на термическую стойкость при воздействии токов к.з.; на динамическую стойкость при к.з. (механический расчет).

Рабочий ток определяется по выражению:

, (5.2)

где - мощность, передаваемая через линии (шины), МВА;

- номинальное напряжение, кВ;

- количество линий (шин).

В РУ 110 кВ принимаются гибкие, круглого сечения из проводов марки АС.

Рабочий ток определим по формуле (5.2):

А.

Принимаем провод типа: АС-150/24, с IДОП = 450 А ([1], табл. 7.12 с. 292).

Проверка на схлёстывание не производится так как мощность к.з. менее 4000 МВА.

Проверка на термическую стойкость не производится так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе.

5.1.2 Выбор гибких токопроводов на стороне 110 кВ

Токоведущие части от присоединений к сборным шинам до выводов к трансформаторам выполняются проводами.

Выбор токопроводов в РУ 110 кВ будем производить по экономической плотности тока.

Выбор сечения по экономической плотности тока производится по следующему выражению:

, (5.3)

где - экономическая плотность тока, зависящая от продолжительности использования максимума нагрузки (ТМАХ), А/мм2.

Мощность, поступающая на РП равна:

МВА.

Тогда рабочий ток по формуле (5.2) равен:

А.

Определяем экономическую плотность тока (при этом принимаем величину времени максимальных потерь равной ТМАХ = 5000 час) = 1,1 А/мм2.

Определяем расчетное сечение по выражению (5.3):

мм2.

Выбираем провод типа: АС-400/51 с IДОП = 825 А ([1], табл. 7.12 с. 292).

5.1.3 Выбор сборных шин на стороне 10 кВ

Шины располагаем горизонтально в одной плоскости. Расстояние между фазами 0,5 м и пролетом l=2 м.

Сборные шины по экономической плотности тока не выбирают, поэтому сечение шины выбираем по допустимому току (5.1).

Определи рабочий ток по формуле (5.2):

А

Принимаем медные шины прямоугольного сечения 12010 с IДОП = 2650 А. Выполним проверку шин:

1. Проверка на термическую стойкость при к.з. производится по формуле:

, (5.4)

где выбранное сечение проводника, 0С;

минимально допустимое сечение проводника, 0С.

, (5.5)

где - функция, значения которой приведены в ([3], табл. 3.12 с.238).

Для медных шин

кА2·с

мм2.

Шины термически устойчивы т.к. выполняется условие (5.4):

2. Проверка шин на электродинамическую стойкость.

При проверке шин на электродинамическую стойкость находится собственная частота колебаний шин по формуле:

, (5.6)

где длина пролета между изоляторами, м;

момент инерции поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см4;

поперечное сечение шины, см2.

При расположении шин «на ребро» момент инерции поперечного сечения шины находится по следующей формуле:

(5.7)

где - толщина шины, см;

- ширина шины, см;

Момент инерции шины по (5.7):

см4;

Собственная частота колебаний шин по (5.6)

Гц.

Так как < Гц - шины удовлетворяют условию электродинамической стойкости.

3. Механический расчет шин.

Шины являются механически прочными при выполнении условия:

, (5.8)

где - допустимое механическое напряжение в материале шин. Для медных шин

МПа ([3], табл. 4. 2 с.278);

- расчетное напряжение в материале шин, МПа:

, (5.9)

где - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см3;

- пролет между изоляторами, м;

- наибольшее удельное усиление при трехфазном к.з. шин, Н/м2;

При расположении шин «на ребро» момент сопротивления находится по формуле:

, (5.10)

Момент сопротивления шин по (5.10):

см3;

, (5.11)

где - расстояние между фазами, м.

, Н/м2

По формуле (5.9):

, МПа

Следовательно, шины механически прочны.

Окончательно принимаем: медные шины прямоугольного сечения 12010 с IДОП = 2650 А.

5.1.4 Выбор гибких токопроводов на стороне 10кВ для соединения трансформаторов и генераторов с РУ

Гибкие токопроводы для соединения генераторов и трансформаторов с РУ 10 кВ выполняются пучком проводов, закрепленных по окружности в кольцах-обоймах. Два провода из пучка - сталеалюминевые - несут в основном механическую нагрузку от собственного веса, гололёда и ветра. Остальные провода - алюминиевые являются токоведущими. Сечение отдельных проводов в пучке рекомендуется выбирать возможно большими (500, 600мм2), так как это уменьшает число проводов и стоимость токопровода.

1. Выберем токопроводы для соединения трансформаторов с РУ.

Мощность, протекающая по шинам, равна:

МВА.

Тогда рабочий ток по формуле (5.2) равен:

А.

Определяем расчетное (экономическое) сечение по формуле (5.3):

мм2.

Принимаем один несущий провод АС-500/64, тогда сечение алюминиевых проводов должно быть:

мм2.

Число проводов А-500

Принимаем токопровод АС-500/64 + А-500 расстояние между фазами D=3м.

Найдём допустимый ток:

А.

Найдём ток в послеаварийном режиме, когда один трансформатор отключен:

А;

Так как то увеличиваем сечение токопровода. Принимаем токопровод АС-500/64 + 2хА-500 с А.

2. Выберем токопровод для соединения генераторов с РУ.

Мощность, протекающая по шинам, равна:

МВА.

Рабочий ток по выражению (5.2) равен:

А.

Определяем расчетное (экономическое) сечение по формуле (5.3):

мм2.

Принимаем провод АС-400/51 с А, расстояние между фазами D=3м.

Так как , то условие (5.1) выполняется, т.е. окончательно выбираем токопровод марки АС-400/51

5.2 Выбор кабелей

Кабели выбираются:

- по напряжению установки ;

- по экономической плотности тока;

- по допустимому току ;

где - длительно допустимый ток с учетом поправок на число рядом проложенных в земле кабелей (К1) и температуру окружающей среды (К2).

(5.12)

Выбранные кабели проверяются на термическую стойкость по условию (5.5).

5.2.1 Выбор кабелей питающих нагрузку 10 кВ

По формуле (5.2) найдём ток нормального режима:

А.

Определение экономического сечения кабеля производим по формуле (5.3). Экономическая плотность тока А/мм2.

мм2,

Предварительно выбираем кабель типа СБ-3х150 с А.

Определим значение с учетом поправочных коэффициентов.

Принимаем фактическую температуру среды при нормированной температуре .

А.

Т.е. по условию нагрева максимальным током выбранное сечение проходит.

Проверяем выбранное сечение на термическую прочность по формуле (5.5):

Значение коэффициента определяем по ([3], табл. 3.12 с.238). Для кабелей до 10 кВ с медными жилами .

мм2.

Окончательно принимаем кабель типа СБ-3х150 с А.

5.2.2 Выбор кабелей питающих трансформаторы 10/0,4 кВ

По формуле (5.2) найдём ток нормального режима:

А.

Определение экономического сечения кабеля производим по формуле (5.3).

Экономическая плотность тока А/мм2.

мм2,

Предварительно выбираем кабель типа СБ-3х50 с А.

Определим значение с учетом поправочных коэффициентов.

Принимаем фактическую температуру среды при нормированной температуре .

А.

Т.е. по условию нагрева максимальным током выбранное сечение проходит.

Проверяем выбранное сечение на термическую прочность по формуле (5.5):

Значение коэффициента определяем по ([3], табл. 3.12 с.238). Для кабелей до 10 кВ с медными жилами .

мм2.

Так как принятое сечение кабеля меньше мм2, то увеличиваем сечение.

Окончательно принимаем кабель типа СБ-3х95 с А.

5.2.3 Выбор кабелей питающих ТСН

Нагрузка ТСН: кВА.

По формуле (5.2) найдём ток нормального режима:

А.

Определение экономического сечения кабеля производим по формуле (5.3).

Экономическая плотность тока А/мм2.

мм2,

Предварительно выбираем кабель типа СБ-3х16 с А.

Определим значение с учетом поправочных коэффициентов.

Принимаем фактическую температуру среды при нормированной температуре .

А.

Т.е. по условию нагрева максимальным током выбранное сечение проходит. Проверяем выбранное сечение на термическую прочность по формуле (5.5):

Значение коэффициента определяем по ([3], табл. 3.12 с.238). Для кабелей до 10 кВ с медными жилами .

мм2.

Так как принятое сечение кабеля меньше мм2, то увеличиваем сечение.

Окончательно принимаем кабель типа СБ-3х95 с А.

6. Выбор контрольно-измерительных приборов для основных цепей схемы

Делись добром ;)