Носкова ПЗ (Модернизация оборудования трансформаторной подстанции ТП 35-10-0,4 кВ ст. Дугда), страница 6
Описание файла
Файл "Носкова ПЗ" внутри архива находится в следующих папках: Модернизация оборудования трансформаторной подстанции ТП 35-10-0,4 кВ ст. Дугда, Носкова. Документ из архива "Модернизация оборудования трансформаторной подстанции ТП 35-10-0,4 кВ ст. Дугда", который расположен в категории "". Всё это находится в предмете "дипломы и вкр" из 8 семестр, которые можно найти в файловом архиве ДВГУПС. Не смотря на прямую связь этого архива с ДВГУПС, его также можно найти и в других разделах. .
Онлайн просмотр документа "Носкова ПЗ"
Текст 6 страницы из документа "Носкова ПЗ"
где f(3) – наиболее удельное усилие при трехфазном коротком замыкании, Н/м; а – наименьшее расстояние между фазами, м, принимается для напряжения 10 кВ равным 0,22 м.
.
Напряжение материала при воздействии на него изгибающего момента рассчитывается по формуле:
(2.23)
где σрасч – напряжение в материале при воздействии на него изгибающего момента, МПА; М – изгибающий момент, Н×м; W – момент сопротивления шины, см3.
Рассчитывается изгибающий момент согласно формуле:
(2.24)
где ℓ - пролет между изоляторами, м.
При условии, если частота собственных колебаний является более 200 Гц определяется пролет между изоляторамии определяется согласно формуле:
(2.25)
где τ – момент инерции, см4; S – площадь поперечного сечения шины, см2.
Рассчитывается момент инерции согласно формуле:
(2.26)
где τ – момент инерции, см4; b – высота шины, мм; h – ширина шины, мм.
.
Данное значение момента инерции подставляется в формулу (2.25):
.
.
Данное значение пролета между изоляторами подставляется в формулу (2.24):
.
Рассчитывается момент сопротивления шины согласно формуле:
(2.27)
.
Полученные значения пролета и момент инерции подставляются в формулу (2.23):
,
Для алюминия типа марки АДО напряжение допустимое в материале равно σдоп = 40 МПа.
.
Вывод: в нашем случае шины по механическим параметрам прочны так как расчитанное напряжение материала меньше допустимого.
2.4.6 Выбор опорных изоляторов в цепи трансформатора на стороне 10 кВ
Условия выбора опорных изоляторов:
-
согласно напряжения установки – UУСТ ≤ UН;
-
согласно разрушающему усилию – FРАСЧ < FДОП.
Разрушающая сила рассчитывается согласно формуле:
(2.28)
где Fрасч –разрушающая сила, Н.
.
Рассчитывается допустимая разрушающая сила согласно формуле:
(2.29)
где Fдоп – допустимая разрушающая сила, Н. Fразр – разрушающая сила, Н
Согласно каталога выбирается опорный изолятор типа ОНС-10-2000 У3, Fразр = 2000 Н.
Вывод: согласно расчетных данных опорный изолятор данного типа механически прочен.
2.4.7 Выбор проходных изоляторов на стороне 10 кВ
Условия выбора опорных изоляторов:
-
Согласно напряжения установки – UУСТ ≤ UН;
-
Согласно длительному току - IМАХ ≤ IН;
-
Согласно разрушающему усилию – FРАСЧ < FДОП.
Рассчитывается расчетная разрушающая сила проходного изолятора согласно формуле:
, (2.30)
.
Согласно каталога производится выбор проходного изолятора типа ПС-70/630-750 IIУ, FРАЗР = 750 Н
Расчет допустимой разрушающей силы производится по формуле (2.29):
,
.
Вывод: так как определенная разрушающая сила меньше допустимой, то произведенный выбор типа проходного изолятора механически прочен.
2.5 Выбор рода оперативного тока
При выборе рода оперативного тока необходимо учитывать несколько факторов:
-
схему подстанции;
-
релейную защиту и автоматику подстанции.
Применяют следующие виды оперативного тока:
-
постоянный;
-
выпрямленный;
-
переменный.
Использование постоянного оперативного тока, требующего установки дорогих по стоимости аккумуляторных батарей, вызывает необходимость построения разветвленной сети, увеличивает стоимость построения, расходы экмплуатации. В связи с тем, что на стороне 10 кВ находится потребитель I категории (Пост ЭЦ, СЦБ), использование постоянного оперативного тока считается необходимым для обеспечения релейной защиты, бесперебойного и надежного питания схем автоматики.
Принимается аккумуляторная батарея типа КН-720, состоящая из 108 элементов.
2.6 Расчет заземляющего устройства
Площадь устройства заземления подстанции 30×30 м2 при удельном сопротивлении 40 Ом. Используют горизонтальные и вертикальные и заземлители в качестве искусственного заземлителя. Заземлители естественного типа отсутствуют. Вертикальные заземлители – круглая сталь размерами диаметра 22 мм, длины 5 метров. Горизонтальный заземлитель состоит из стальной полосы 30×4. Расстояние между уголками 5 м, глубина проложения проводника на расстоянии от поверхности земли 0,7 м.
II группа климатической зоны, сопротивление заземляющего устройства согласно норм: RЗ.Н. = 0,5 Ом.
Сопротивление допустимое для устройства заземления с приведением удельного сопротивления грунта согласно Правил устройства электроустановок ρгр равно:
(2.31)
где Rз – допустимое сопротивление заземляющего устройства, Ом; ρгр – удельное сопротивление грунта; Rзн – нормируемое сопротивление заземляющего устройства, Ом.
.
Расчет сопротивления растекания вертикального заземлителя согласно формуле:
(2.32)
где RВ – сопротивление растекания вертикального заземлителя, Ом; L – длина заземлителя, м; d – диаметр поперечного сечения, м; ρрасч в – расчетное удельное сопротивления вертикального заземлителя, Ом ∙м; t′ – расчетная (условная) глубина заложения проводника, м.
Расчет (условной) расчетной глубины проложения проводника определяется согласно формуле:
, (2.33)
.
Расчет удельного сопротивления вертикального заземлителя опреднляется огласно формуле:
(2.34)
где КС – коэффициент сезонности для вертикальных электродов принимается равным 1,7.
.
Итоговое значение подставляется в формулу (2.32):
.
Производится расчет вертикальных заземлителей согласно формуле:
(2.35)
где n – количество вертикальных заземлителей, шт.; ηв – коэффициент использования вертикальных заземлителей с учетом интерполяции, принимается равным 0,6.
.
Принимается nВ = 118 шт.
Расчет длины горизонтальных заземлителей определяются согласно формуле:
(2.36)
где Lг – длина горизонтальных заземлителей, м; а – расстояние между вертикальными заземлителями, м.
Расчет сопротивления растекания горизонтального заземлителя определяется согласно формуле:
(2.37)
где RГ – сопротивления растекания горизонтального заземлителя, Ом; ρрасч г – расчетное удельное сопротивления вертикального заземлителя, Ом ∙м; d – диаметр поперечного сечения, м;
(2.38)
где КС – коэффициент сезонности для горизонтальной полосы принимается равным 4 для климатической зоны II-й группы.
.
(2.39)
где b – ширина полосы проводника, м.
,
.
Расчет действительного сопротивления растекания горизонтального заземлителя с учетом коэффициента использования определяется согласно формуле:
, (2.40)
где RГ – сопротивления растекания горизонтального заземлителя, Ом; ηг – коэффициент использования горизонтальных заземлителей с учетом сопротивления горизонтального заземлителя, принимается равным 0,2.
.
Расчет сопротивления растекания заземлителей с учетом сопротивления горизонтального заземлителя определяется согласно формуле:
, (2.41)
.
Расчет точного количества вертикальных заземлителей определяется согласно формуле:
(2.42)
.
Принимается nВ = 107 шт.
3 Основные показатели использования подстанции
3.1 Определение основных показателей использования производственной мощности подстанции
Основными показателями считаются:
-
установленная мощность подстанции(NУп/ст);
-
рабочая мощность подстанции(Nрабп/ст);
-
продолжительность времени готовности эксплуатации подстанции(Тготп/ст);
-
предразумеваемое фактическое время работы подстанции(ТФп/ст);
-
факторная передача электроэнергии за год (WФп/ст);
-
коэффициент экстенсивно использующий мощность подстанции(КЭп/ст);
-
коэффициент интенсивно использующий мощность подстанции(КИп/ст).
3.1.1 Определение установленной мощности подстанци
Мощность расчитываетсяется согласно формуле:
(3.1)где Nуп/ст – установленная мощность подстанции, МВА; NН –номинальная мощность трансформатора, МВА; i – количество трансформаторов (по условию в колличестве 2 шт.).
.
3.1.2 Определение рабочей мощности подстанции
Рассчитывается рабочая мощность согласно формуле:
(3.2)
где Nуп/ст – рабочая мощность подстанции, МВА; К – коэффициент мощности, которое подстанция может улучшать в фактических условиях, равен 0,88.
.
3.1.3 Определение продолжительности времени эксплуатационной готовности подстанции
Продолжительнось времени эксплуатационной готовности расчитывается согласно формуле:
(3.3)
где Тгот п/ст–продолжительность времени эксплуатационной готовности, час; ТК –годовое время согласно календарных дней равно 8760 часов; ТРЕМ – время ремонта, час, принимается равным 7 дней, т.е. 168 часов.
3.1.4 Расчет предразумеваемого фактического времени работы подстанции
Предразумеваемое фактическое время работы рассчитывается согласно формуле:
(3.4)
где Тгот п/ст– предразумеваемое фактическое время работы, час; КФ – коэффициент предразумеваемого фактического времени работы, принимается равным 0,68.
.
3.1.5 Определение факторной передачи электроэнергии подстанцией за год
Фактическая передача электроэнергии определяется по формуле:
(3.5)
.
3.1.6 Определение коэффициента экстенсивно использующего мощность подстанции
Коэффициент экстенсивно использующего мощность рассчитывается согласно формуле:
(3.6)
.
3.1.7 Определение коэффициента интенсивно использоующего мощность подстанции
Коэффициент интенсивно использующего мощность рассчитывается согласно формуле:
, (3.7)
.