Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Технічний розрахунок для I варіанту

⇐ ПредыдущаяСтр 6 из 11Следующая ⇒

Визначаємо номінальну потужність трансформатора на головної знижувальної підстанції згідно (1.20) по формулі (1.13), МВА:

Розрахункова потужність трансформаторів, одержана по формулі (1.13), округляється до найближчої стандартної потужності по шкалі ГОСТ 11920-85, ГОСТ 12965-85, МВA: 2,5; 6,3; 10; 16; 25; 40; 63.

Вибираємо для ГЗП два трансформатора потужністю = МВА.

Якщо один із вибраних трансформаторів відключається в аварійному режимі, то перевантаження другого вибраного трансформатора, що залишається у роботі, не повинно перевищувати 40%.

У нормальному режимі трансформатори працюватимуть з коефіцієнтом завантаження по формулі (1.14), %:

Завантаження трансформаторів в після аварійному режимі (при виході з ладу одного з робочих трансформаторів) по формулі (1.15), %:

= (2.1)

Дотримання умови (1.21) дозволяє зберегти термін служби ізоляції трансформатора в межах нормативного. Параметри трансформатора беремо із таблиць А.4, А.5.

Параметри обраних трансформаторів приводяться в табл. 2.1.

Таблиця 2.1

Трансформатор

Номінальна потуж-ність, МВА

Середня номінальна напруга, кВ

∆U_К, %

∆P_К, кВт

∆Р_х кВт

I_х, %

Розрахункова вартість, тис. грн.

R_T, Ом

X_T, Ом

∆Qx, кВАр

Границі регулювання напруги, %

При розрахунку втрат потужності в трансформаторах доцільно визначити втрати активної потужності в сталі, кВт,

(2.2)

де - кількість однотипних трансформаторів на підстанції, шт.

У нашому виподку =.

Втрати активної потужності в міді трансформаторів для вузла №1, МВт

(2.3)

де - номінальні втрати короткого замикання трансформатора для вузла №1 (каталожні данні), кВт, із табл.2.1,

Втрати електроенергії в трансформаторах підстанції визначаються, кВт∙год :

, (2.4)

де T – час роботи трансформаторів у році, 8760 годин;

- час максимальних втрат, годин,

Розрахунок потужностей з урахуванням втрат у трансформаторах головної | знижувальної підстанції виконується по формулам (1.16 - 1.20) і зведений в табл. 2.2.

Таблиця 2.2

№ підстанції	Втрати активної потужності, , кВт	Втрати реактивної потужності, , кВАр	Передана активна потужність, , кВт	Передана реактивна потужність, , кВАр	Передана повна потужність, , кВА	Втрати активної потужності в сталі, , кВт (2.2)	Втрати активної потужності в міді, , кВт(2.3)	Втрати електроенергії в трансформаторах , кВт∙год (2.4)

Визначаємо робочій струм лінії зовнішнього електропостачання, А:

=; (2.5)

де – кількість паралельних ланцюгів лінії, приймаємо для споживачів першої і другої категорії споживання =2.

Вибір перерізу живлячої лінії виконується за економічною щільністю струму, з наступною перевіркою за нагрівом. Для двохзмінного графіку роботи підприємства =4355 годин/рік, J_ек=1,1 А/мм², де – кількість годин на рік використання максимума активної потужності (згідно завдання для металообробних підприємств вибираємо з табл. А9, А10),

Визначаємо ефективний перетин лінії зовнішнього електропостачання, мм2:

=. (2.6)

Одержаний перетин округляється до найближчого стандартного значення табл. А11, але при цьому необхідно пам'ятати, що за умовами корони мінімальні перетини, що рекомендуються [5], такі: 70 мм² при = 110 кВ; 120 мм² при = 150 кВ; 240 мм² при = 220 кВ. Виходячи із отриманого значення , та умов мінімального перерізу вибираємо переріз = мм².

Вибираємо провід марки АС– з наступними параметрами.

Таблиця 2.3

Марка проводу	Припу-стимий тривалий струм, А	Активний опір при 20 на 1 км, Ом,	Реактивний опір на 1 км, Ом,	Ємнісна провідність на 1 км, См	Зарядна потужність на 1 км, , МВАр

Перевіряємо вибраний провід за умовами нагріву:

(2.7)

Умови за нагрівом виконуються.

Розряд у виді корони виникає навколо проводу при високих напруженнях електричного поля і супроводжується потріскуванням і світінням. Процеси іонізації повітря приводять до додаткових втрат енергії, до виникнення електромагнітних коливань, які створюють завади та до виникнення озону, який шкідливо впливає на поверхню контактних з’єднань. Правильний вибір провідників повинен забезпечити зменшення дії корони до допустимих значень.

Перевірка за умовами коронування у даному випадку може не виконуватися, так як згідно з ПУЕ мінімальний переріз для повітряних ліній 110 кВ 70 мм². Враховуючи, що на ОРУ 110 кВ відстань між проводами менш, ніж на повітряних лініях, проведемо перевірочний розрахунок.

Проводи не будуть коронувати, якщо найбільша напруженість поля у поверхні любого проводу не більш ніж 0,9 Е₀.

Розряд у вигляді корони виникає при максимальному значенні початкової критичної напруженості електричного поля , кВ/см:

, (2.8)

де – коефіцієнт, що враховує шорсткість поверхні дроту (для багатожильних проводів = 0,82);

– радіус дроту, = = мм = см.

Визначаємо початкову критичну напруженість електричного поля , кВ/см:

Напруженість електричного поля E біля поверхні нерозщепленого дроту визначається за виразом:

, (2.9)

де – лінійна напруга, кВ;

– середнє геометричне відстань між проводами фаз, см; при горизонтальному розташуванні фаз ( - найменша відстань в світлі між сусідніми фазами (визначаємо по табл. А.12) на відкритих розподільчих пристроїв (ВРП) підстанцій, захищених розрядниками, і ВРП, захищених обмежувачами перенапружень відстань,

мм = см.

Визначаємо напруженість електричного поля E біля поверхні нерозщепленого проводу, кВ/см,

При горизонтальному розташуванні проводів напруженість на середньому проводі приблизно на 7% більше величини, визначеної (2.9). Провід не буде коронyвати, якщо найбільша напруженість поля на поверхні будь-якого проводу не більше 0,9 E_0кр, тобто повинна виконуватися умова: