Студопедия

Главная страница Случайная страница

КАТЕГОРИИ:

АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника






Выбор силовых трансформаторов




 

3.1. Выбор числа, мощности и типа силового трансформатора произ­водят в следующей последовательности:

1. Определяют число трансформаторов на подстанции с учётом обеспечения надежности питания и категорийности потреби­телей. Для горных предприятий как потребителей первой категории главные понизительные подстанции выполняются с двумя силовы­ми трансформаторами. Двухтрансформаторная подстанция эконо­мична с точки зрения обеспечения резервирования.

2. Исходя из общей расчетной нагрузки предприятия принимают установленную мощность трансформатора. При этом допустимая систематическая перегрузка не должна превышать 30 %.

Если на ГПП устанавливаются два трансформатора, то номи­нальная мощность каждого из них определяется по условию:

Принимаем для установки на ГПП два силовых трансформатора типа

ТДН-10000-115/6,6 c техническими характеристиками:

Тип Мощность, кВА Напряжение, кВ Потери, кВт Uкз, % Ixx, %
ВН НН ΔPxx ΔPм
ТДН 6,6 14,0 58,0 10,5 0,9

(Т – трехфазный; Д – двух обмоточный; Н – регулирование напряжения под нагрузкой)

Для аварийных условий, когда один из двух трансформаторов вышел из строя, проверяем один трансформатор на допустимую перегрузку с учетом возможного отключения потребителей III категории, т.е. 1,4·Sном ≥ Sр

1,4·10000 = 14000 кВ·А ≥ 11522,3 кВ·А.

Следовательно, выбранные трансформаторы (ТДТН, 2×10000) обеспечивают электроснабжения шахты, как в нормальном, так и в аварийном режиме.

 

Годовые потери активной и реактивной мощности в силовых трансформаторах ГПП:

;

где ΔРХХ и ΔРМ - активные потери холостого хода и потери в меди при номинальной нагрузке, кВт, соответственно; b - коэффициент загрузки трансформатора

ΔQХХ - реактивные потери холостого хода, величина которых равна току холостого хода трансформатора; ΔQМ - реактивные потери меди, величина которых численно равна напряжению КЗ трансформатора.

Потери активной и реактивной энергии:

где , - соответственно число часов максимума потерь по ак­тивной и реактивной мощности;

где , - соответственно годовое число часов использова­ния максимумов активной и реактивной нагрузки; ,

3.2. Для питания потребителей напряжением U = 0,4 кВ необходима установка трансформаторов с трансформацией напряжения 6/0,4 кВ:

= 0,75 (для 0,4 кВ).

Для каждой ветви выбираем два трансформатора ТМН-4000-6/0,4.

Тип Мощность, кВА Напряжение, кВ Потери, кВт Uкз, % Ixx, %
ВН СН НН ΔPxx ΔPм
ТМН 6,3 5,2 33,5 6,5 0,9

Определим коэффициент загрузки трансформатора:



 

4. Расчёт воздушных линий электропередач

4.1. Выбор сечений проводов ЛЭП по нагреву

 

Выбор сечений линий, питающих ГПП, осуществляется по рас­четной мощности трансформатора, определяемой на стороне ВН ГПП.

 

Для выбора проводов ВЛ по нагреву определяется расчетный ток:

.

Зная величину расчетного тока, выбираем стандартное сечение, соответствующее ближайшему большему то­ку, в зависимости от величины напряжения. Предварительно выбираем провод АС – 70/11 (Iдоп = 265 А).

Сечение, выбранное по нагреву, проверяется по экономической плотности тока, основным критерием оценки которой является ми­нимум годовых приведенных затрат (МГПЗ), определяемый сто­имостью ежегодных потерь электроэнергии в сети; ежегодными расходами на текущий ремонт и обслуживание сетей, а также амортизационными отчислениями. Экономическая плотность тока выбирается в зависимости от материала провода и числа часов использования максимума нагрузки.

Сечение по экономической плотности тока находят из выраже­ния

где - максимальный расчетный ток, А; - экономическая плотность тока, А/мм². Для алюминиевого провода и Ти = 5490 ч., = 1 А/мм². Выбираем провод АС – 70.

Потери активной и реактивной мощности в проводах определя­ются соответственно:

где R и X – соответственно активное и индуктивное сопротивление линии;

где и – соответственно активное и индуктивное удельное сопротивление провода, Ом/км. В зависимости от среднегеометрического расстояния между проводами фаз Dср = 5 м (для 110 кВ) выбираем



= 0,456.

4.2. Расчёт сети по потере напряжения

 

Потери напряжения в ВЛ1:

Потери напряжения в ВЛ2:

Полученные значения потерь напряжения должны быть не более допустимого:

Условие выполняется.

4.3. Расчёт проводов на механическую прочность

 

Расчет проводов на механическую прочность производится: а) при наибольшей внешней нагрузке; б) при низшей температуре и отсутствии внешних нагрузок; в) при среднегодовой температуре и отсутствии внешних нагрузок.

Последовательность расчёта на механическую прочность сле­дующая:

1) Определяются исходные данные для расчёта:

- номинальное напряжение ВЛ: ;

- марка провода: АС – 70/11;

- длина пролета (наибольшая допустимая): lпр = 430 м;

- район гололёду: I;

- ветровой район: II;

- температуры: t_= –20,1°С; t+ = 16,6°С; tэ = 6,4°С; tг= –5°С;

- приведенная нагрузка от собственного веса

(для АС-70/11): даН/(м·мм2);

- скоростной напор ветра (повторяемость 1 раз в 5 лет) q=35 (v=24 м/с);

- толщина стенки гололеда с = 5 мм;

- допустимое напряжение в материале провода при гололеде tг

- напряжение при наибольшей нагрузке

- допустимое напряжение в материале провода при минимальной температуре t_:

- допустимое напряжение в материале провода при среднегодовой температуре tЭ:

- модуль упругости: Е = 13,4 · 103 даН/мм2;

- температурный коэффициент линейного удлинения:

α =14,5 ·10-6 1/градус;

- коэффициент неравномерности скоростного напора: α = 1,0;

- диаметр провода АС–70/11: d = 11,4 мм;

- коэффициент лобового сопротивления: Сх = 1,2 – для проводов и тросов

d<20 мм;

- коэффициент упругого удлинения: β = 1/Е =1/(13,4· 103)= 74,6· 10-6

2) Определяются погонные и приведенные нагрузки для приня­тых сочетаний климатических условий.

1. Погонная нагрузка от собственного веса:

Суммирование осуществляется по всем проводам и тросам линии.

2. Погонная нагрузка на провод диаметром d при толщине стенки гололёда c определяется:

где с – толщина стенки гололёда, м; d – диаметр провода, м.

3. Результирующая погонная нагрузка:

4. Погонная ветровая нагрузка на провод без гололеда:

где - коэффициент неравномерности скоростного напора; - коэффициент лобового сопротивления; сх = 1,1 - для про­водов и тросов при d >20 мм; сх = 1,2 - для проводов и тросов при d < 20 мм; q - скоростной напор, даН/м.

5. Погонная ветровая нагрузка на провод, покрытый гололёдом, при 0.25qнор:

6. Погонная нагрузка от веса провода и давления ветра на провод, свободный от гололёда:

7. Погонная нагрузка от веса провода, покрытого гололёдом и давления ветра на провод, покрытый гололёдом:

Приведенные нагрузки:

3) Определяются длины критических пролетов.

При определении критических пролетов напряжения в проводах и тросах ВЛ не должны превышать допустимых значений для следующих режимов:

1) режим наибольшей нагрузки, имеющий место при пятой или шестой комбинациях расчетных климатических условий (его пара­метры - );

2) режим низшей температуры при отсутствии внешней нагруз­ки, характерный для третьей комбинации климатических условий ( );

3) режим среднегодовой температуры при отсутствии внешней нагрузки (четвертая комбинация - ).

Для каждого из этих режимов определяется критический про­лет.

Первый критический пролет - пролет такой длины, при кото­ром напряжение провода при среднегодовой температуре равно допускаемому , а в режиме низшей температуры :

 

=

 

где - приведенная нагрузка от собственного веса проводов;

αt - температурный коэффициент линейного удлинения провода; b = 1/Е;

E - модуль упругости; tэ - среднегодовая для данного региона температура;

t_ - исходная низшая для данного региона температура; tг - темпера­тура образования гололеда (-5 °С); г - приведенная нагрузка от гололеда г = 7 .

 
 

 

 

 

4) По таблице соотношений, определяющих исходные условия, устанавливаем исходный режим.

Исходным для расчета ВЛ на механическую прочность являет­ся режим, при котором напряжение в материале провода равно допускаемому, а в остальных режимах напряжение меньше до­пускаемого. Исходный режим зависит от соотношения между длинами трех критических пролетов и соотношения между реаль­ным и критическим пролетом.

Соотношение критических пролётов: l1k – мнимые l2k< l3k;

соотношение реального пролёта с критическим lр> l3k

параметры исходного режима .

5) Зная исходный режим, определяют напряжение в материале
провода и допустимую стрелу провеса.

где и - напряжения в низшей точке провода в начальном (до изменения климатических условий) и искомом (после их измене­ния) состояниях, Н/м2, соответственно; l - длина пролета, м; и - соответствующие нагрузки на провод, Н/м2; и - соот­ветствующая температура, °С.

Производим подстановку:

Таким образом при l = 180 м, получаем значение σ = 26,5 даН/мм2, не превышающее допустимое

 

Условия прочности выполняется

 

Определяем стрелы провеса для всех :

Отсюда следует, что выбранный по каталогу провод АС – 70/11 удовлетворяет требованиям механической прочности.

В результате расчетов по выбору сечения провода на нагрев, проверку его на экономическую плотность тока, потерю напряжения в линии, механическую прочность получили, что предварительно выбранный провод АС – 70/11 удовлетворяет всем условиям, следовательно, окончательно принимаем провод АС – 70/11.

Основные характеристики пролёта воздушной линии приведены на рис. 1.

 

 

Рис.1. Стрела провеса и длина пролета

 

 

5. Расчёт токов короткого замыкания

 

Горное предприятие получат питание от двухисточников:

1. подстанция № 1 ЭС

2. Подстанция № « ЭС

Энергосистема (ЭС), которая представляет собой комплекс связанных между собой предприятий, производящих, преобразующих и передающих элек­трическую энергию. ЭС, как правило, является источником неограниченной мощ­ности. Напряжение на шинах такого источника питания практически остается не­изменным в течение всего периода КЗ.

На предприятии уровень внешнего напряжения электроснабжения 110 кВ.

В связи с тем, что горное предприятие является потребителем первой категории, для преобразования напряжения установлены 2 одинаковых силовых трансформатора марки ТДН–10000–115/6,6 с параметрами:

Тип Мощность, кВА Напряжение, кВ Потери, кВт Uкз, % Ixx, %
ВН НН ΔPxx ΔPм
ТДН 6,6 14,0 58,0 10,5 0,9

На сторонах СН трансформаторов ТДН–10000–115/6,6 установлены 2 трансформатора ТМ–2500–6/0,4 с техническими характеристиками:

Тип Мощность, кВА Напряжение, кВ Потери, кВт Uкз, % Ixx, %
ВН СН НН ΔPxx ΔPм
ТМ 0,4 3,85 23,5 6,5 1,0

 

Основными потребители предприятия являются:

– 3 асинхронных двигателя типа АКН3–2–15–57–6У3 с параметрами:

Марка Активная мощность Рном, кВт Номинальное напряжение, кВ cosφном
АКНЗ-2-15-57-6У3 0,87

 

– 3 синхронных двигателя типа СДН2–16–49–6У3 с параметрами:

Марка Активная мощность Рном, кВт Номинальное напряжение, кВ cosφном
СДН-2-16-49-6У3 0,9

 

– потребители на 0,4 кВ мощностью Р0,4 = 3600 кВт;

 

Структурная схема электроснабжения предприятия представлена на рис. 2.

 

Рис. 2. Структурная схема электроснабжения

Порядок расчёта:

1. Выбираем базисные величины.

- базисная мощность Sб = 100 МBA;

- базисное напряжение Uб1 = 115 кB, Uб3 = 6,6 кB, Uб4 = 6,3 кB (в качестве базисных напря­жений следует выбирать напряжение холостого хода силового трансформатора в точке короткого замыкания, данные уровни базисных напряжений принимаются для каждой точки КЗ).

2. Составляем первичную схему замещения (рис. 3) и определяем отно­сительные сопротивления её элементов.

- сопротивление энергосистемы

,

,

- сопротивление воздушных линий:

 

где х0 = 0,3 (среднее значение индуктивного сопротивления воздушных одноцепных линий при напряжении более 1кВ,Ом/км );

 

Рис. 3. Первичная схема замещения

- сопротивление повышающего трансформатора

 

- сопротивление понизительных трансформаторов

,

- сопротивление синхронных двигателей

где

- сопротивление асинхронных двигателей

где = 0,2 сверхпереходное сопротивление двигателя;

3. Преобразуем схему замещения

Рис. 4. Преобразованная схема замещения для т. К1

4. Определяем возможность объединения источников питания.

Источники можно объединить, если результат нижеприведенной операции лежит в пределах 0,4 – 2,5:

Источники можно объединить, т.к. 0,94 попадает в пределы 0,4÷2,5.

Получаем схему замещения:

5. Так как , пользуемся расчётными кривыми:

Определяем базисный ток:

Периодическая слагающая тока КЗ для всех моментов времени:

Токи трехфазного короткого замыкания

Периодическая составляющая

Ударный ток КЗ:

где = 1,8 – ударный коэффициент.

Наибольшее действующее значение тока КЗ за первый период:

Ток отключения:

Установившийся ток КЗ:

где , по кривым для Храсч = 0,534

Мощность КЗ:

 

6. Для расчёта тока КЗ в точке К2 преобразуем схему (рис. 5).

 

Рис. 6. Схема замещения для т. К2

Сопротивление воздушных линий:

Сопротивление цепи со стороны п/с ЭС:

Т.к. >3 и >3, то источники питания можно объединить.

 

 

 

Поскольку сопротивление потребителей (СД и АД), питаемых от шин ГПП больше трёх, то можно объединить эти источники, подпитывающие точку КЗ (К2). Их общее сопротивление:

Суммарное сопротивление двигателя:

Проверим, возможно ли пренебречь источниками меньшей мощности. Условия проверки:

< 20;

< 0,05,

двигателями пренебрегать нельзя.

 

 

7. Определяем возможность объединения источников питания.

Так как и больше 3, то источники можно объединить. В этом случае:

Базисный ток:

Так как >3, то ток КЗ в точке К2:

Ударный ток КЗ:

где = 1,8 – ударный коэффициент.

Наибольшее действующее значение тока КЗ за первый период:

Мощность КЗ:

Итоговая таблица токов КЗ

Точки КЗ It=0, кА It=0.2, кА It=∞, кА iу, кА Iу, кА S0.2, МВА
К1 9,4 8,3 9,04 23,93 15,2
К2 4,04 4,04 4,04 10,3 6,5 46,2

mylektsii.ru - Мои Лекции - 2015-2019 год. (0.037 сек.)Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав Пожаловаться на материал