ДИПЛОМ ПЗ (1219114), страница 8

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 8)

Для линии автоблокировки характерна малая плотность нагрузки. Поэтому по условиям механической прочности применяют стальные одножильные и многожильные, сталеалюминевые, биметаллические и сталемедные провода, активное и индуктивное сопротивление которых зависит от протекаемого по ним переменного тока. Индуктивное сопротивление линии состоит из внешнего сопротивления, обусловленного магнитным потоком вне провода, и внутреннего, обусловленного магнитным потоком, замыкающимся внутри провода.

Для однопроволочных стальных проводов обычно пренебрегают внешним индуктивным сопротивлением ввиду небольшой его величины по сравнению с внутренним сопротивлением. Для линии из цветного, наоборот, пренебрегают внутренним индуктивным сопротивлением.

Полное индуктивное сопротивление стальных многопроволочных проводов определяют суммой внешнего и внутреннего индуктивных сопротивлений.

Сложность расчета трехфазной высоковольтной линии автоблокировки объясняется тем, что нагрузку на линии, как правило, подсоединяют к двум фазам, а число подсоединенных трансформаторов может достигать 40–60 на участке 50 километров.

Для упрощения расчетов принимают следующие допущения. В связи с большим числом однофазных трансформаторов, которые практически равномерно распределены по всем фазам, нагрузку трансформаторов условно считают трехфазной. Кроме того, допускается, что суммарная нагрузка перегонов приложена и в середине. При этом погрешность в расчетах не должна превысить 5–10%.

Учитываемую при расчете зарядную (емкостную) мощность линии прикладывают к середине перегона (для воздушной линии) или кабеля. Емкостная мощность Q_c, квар высоковольтной линии определяется по формуле

, (4.2)

где q_c – удельная емкостная мощность линии, квар;

l – длина линии (перегона), км.

Потери (продольная составляющая падения напряжения) U’,В в конце линии, питаемой с одной стороны определяются по формуле

, (4.3)

где P_i, Q_i – активная и реактивная составляющая расчетной нагрузки i, кВт,квар;

R_i, X_i – активное и реактивное сопротивления линии до нагрузки i, Ом;

U_ном – номинальное напряжение линии, кВ

Активное R, Ом и реактивное X, Ом сопротивления до нагрузки i определяются по формуле

, (4.4)

где r₀ – удельное погонное активное сопротивление провода участка i, Ом;

l_i – длина линии до нагрузки i, км

, (4.5)

где x₀ – удельное погонное реактивное сопротивление провода участка i, Ом

Поперечная составляющая падения напряжения ΔU^", В в конце линии, питаемой с одной стороны определяется по формуле

. (4.6)

Падение напряжения в конце линии (ΔU, В) питаемой с одной стороны определяется по формуле [6]

. (4.7)

Действительное напряжение (U_д, В) в конце линии питаемой с одной стороны с учетом падения напряжения в линии определяется по формуле

, (4.8)

где U – напряжение в начале линии, В.

Значение емкостной (зарядной) мощности воздушной и кабельной линии учитывают как реактивную составляющую Q_i, квар и в формулы (4.3) и (4.6) подставляют со знаком “ минус “.

Определим потери и падение напряжения в конце консольно питающейся линии автоблокировки напряжением 10 кВ . Линия выполнена проводом АС – 35. Исходные данные для расчета представлены в таблице (4.2). Нагрузка линии с учетом промежуточных станций на 1 километр, составляет 0,9 кВт/км коэффициент мощности при этом равен (cos=0,55).

Обозначения, принятые в таблицах (4.2 – 4.3):

P, Q – соответственно активная и реактивная составляющая расчетной нагрузки;

S – расчетная нагрузка (полная мощность);

q_c – удельная емкостная мощность провода или кабеля линии;

r₀ , x₀ – удельные активное и реактивное сопротивления провода или кабеля линии.

Расчеты приведены для схем консольного питания со станции ОПП Амур Волочаевка 1, и станции Ин. При аварийных схемах питания с ОПП Амур участки удлиняются до станции Волочаевка 1, при аварийном питании со станции Хабаровск 2 участок удлиняется до станции Волочаевка 1, при аварийном питании со станции Ин участок удлиняется до станции Волочаевка 1.

Используя формулы (4.2 – 4.8) и исходные данные таблицы (4.2) определяем потери и падение напряжения в линии автоблокировки, питающейся консольно от ОПП Амур до Хабаровск 2.

Пример расчета для нормального режима.

ΔU^′=1/10.5∙[1,476∙0,494∙1,23+0,4∙1,23∙(2,241-7,275∙2,46)+2,832∙1,24∙

∙2,36 + 0,494∙2,46+(0,099∙2,36+0,4∙2,46)∙(4,3-8,6∙4,72)+22∙(1,24∙4,72+0,494∙

∙2,46)+(0,099∙4,72+0,4∙2,46)∙33,407+(3,646∙1,24∙3,039+1,24∙4,72+0,494∙2,46)+0,099∙3,039+0,099∙4,72+0,4∙2,46∙(5,537-8,6∙6,077)=11,653 В.

U^″=1/10,5[1,476∙0,4∙1,23-0,494∙1,23∙(2,241-7,275∙2,46)+2,832∙(0,099∙ ∙2,36+0,4∙2,46)-(1,24∙2,36)+(0,494∙2,46)∙(2,241-8,6∙4,72)+22∙(0,099∙4,72)+

+(0,4∙∙2,46)-(1,24∙4,72)+(0,494∙2,46)∙33,407+3,646∙(0,099∙3,039)+

+(0,099∙4,72)+(0,4∙∙2,46)-(1,24∙3,039+1,24∙4,72+,4∙2,46)∙5,537-

-8,6∙6,077]=44,999 В

U= 11,653+ j 44,999 В

U_д=10500-(11,653+ j44,999)=10488,347+j44,999 В

Используя те же данные из таблицы (2.2), определяем потери и падение напряжения в линии сигнализации централизации и связи для названных выше схем в нормальном и аварийном режимах. Результаты расчетов сносим в таблицу 4.4.

Используя формулы (4.2 – 4.8) и исходные данные таблицы (4.3) определяем потери и падение напряжения в линии продольного электроснабжения, питающейся консольно от ТП Волочаевка 1.

Пример расчета для участка Волочаевка 1 – Приамурская

ΔU^′ = 1/10.5∙[(3,117∙0,65∙2,598+3,48∙0,65∙8,095+6,876∙0,65∙16,725+5,597∙

∙0,65∙27,119)+((0,361∙2,598)∙(4,733-0,322∙5,195)+(0,361∙8,095)∙(5,284-

-0,322∙∙5,8)+(0,361∙16,725)∙(10,441-0,322∙11,46)+(0,361∙27,119)∙(8,499-

-0,322∙9,329))]=28,991 В.

U^″=1/10,5[(3,117∙0,361∙2,597+3,48∙0,361∙8,095+6,876∙0,361∙16,725+5,6∙

∙0,361∙27,119)+((0,65∙2,598)∙(4,733-0,322∙5,195)+(0,65∙8,095)∙(5,284-

-0,322∙5,8)+(0,65∙16,725)∙(10,441-0,322∙11,46)+(0,65∙27,119)∙(8,499-

-0,322∙∙9,329))]= - 8 В.

U=28,991- j8 В.

U_д=10500-(28,991-8j)=10471,009+8j В.

Используя те же данные из таблицы (4.3), определяем потери и падение напряжения в линии, результаты расчетов сносим в таблицу (4.5).

Из выше приведенных расчетов потерь и падения напряжения в линии автоблокировки и продольного электроснабжения, находящиеся в таблицах (4.4 – 4.5), проверяем, проходят ли линии по допустимым потерям напряжения.

Проверку осуществляем по формуле

, (4.9)

где Uн – номинальное напряжение, кВ;

Uд – действительная часть напряжения Uд, кВ;

[U] =10% – допустимая потеря напряжения, %.

Для примера проверяем проходи ли по допустимым потерям напряжения участок автоблокировки Волочаевка 1 – Хабаровск 2 питающейся консольно от ОПП Волочаевка 1.

Что меньше допустимой 10% потери напряжения. Для остальных участков расчеты сводим в таблицу (4.6).

Как показали расчеты, представленные в таблице (4.6), потери напряжения в линии автоблокировки и линии продольного электроснабжения не превышают 10% [3]. В связи с небольшой загрузкой линий автоблокировки на потерю напряжения заметно влияет емкостная проводимость линий и кабельных вставок.

В связи с тем, что линейные трансформаторы имеют широкий диапазон изменения коэффициента трансформации от 5 до 10 %, они частично компенсируют потери в линии.

Графики потери напряжения в линии автоблокировки и линии продольного электроснабжения, при питании их от ТП Волочаевка1, ОПП Амур и ТП Ин в аварийном и нормальном режимах, приведены на плакатах приложения.

4.4 Расчет токов короткого замыкания в линии автоблокировки и продольного электроснабжения

Исходные данные для расчета токов короткого замыкания - это сопротивление системы, удельные сопротивления линий, длина линий до места короткого замыкания, напряжение короткого замыкания, номинальное напряжение трансформаторов, а также потери мощности короткого замыкания трансформаторов.

Таблица4.2 – Исходные данные трансформаторов тяговых подстанций для расчета токов короткого замыкания в линии автоблокировки и линии продольного электроснабжения

Трансформаторы подстанции	Sном, МВА	Номинальное напряжения, кВ						Напряжение короткого замыкания, %						Потери к.з, кВт
		ВН		СН	НН		В– С			В– Н		С– Н
Волочаевка 1
ТДТНЖ– 40000/220	40,000	230.000	38,5			27,5			22,0		12	9,5	—
ТМ– 6300/35	6,300	35,000	—			10,000			—		6	—	—
ТМ – 400/35	0,400	27,5	—			0,400			—		6	—	5,5
ТМ– 63/10	0,063	10,000	—			0,400			—		4	—	1,280
ОПП Амур
ТС-250/6	0,250	6,000	—			0,400			—		4,5	—	2,900
ТС-250/10	0,250	10,000	—			0,400			—		4,5	—	3,100
ТМ– 100/10	0,100	10,000	—			0,400			—		4,0	—	1,750
ТМ– 180/10	0,180	10,000	—			0,400			—		4,5	—	3,000
ТМ– 63/10	0,063	10,000	—			0,400			—		4,5	—	1,280
ТМ– 25/10	0,025	10,000	—			0,400			—		4,5	—	0,600

Продолжение таблицы 4.2

Ин
ТДТНЖ– 40000/220	40,000	230,000	38,5	27,5	22,000	12,5	9,5	—
ТМ– 6300/35	6,300	35,000	—	10,000	—	6,5	—	—
ТМ–400/35	0,040	27,5	—	0,400	—	6,000	—	5,5
ТМ– 63/10	0,063	10,000	—	0,400	—	4,5	—	1,280

К дополнительным исходным данным для расчетов токов короткого замыкания в линиях автоблокировки и продольного электроснабжения нужно отнести сопротивление системы в максимальном и минимальном режимах для подстанции Ин – 12,4 и 8,6 Ом, для подстанции Волочаевка-1 – 7,1 и 13,2 Ом и мощность короткого замыкания ОПП Амур – 132 кВА. Параметры кабельных вставок между трансформатором ТСН и трансформатором ТСЦБ, марка этих кабелей ААБ 350 мм² длина 50 метров, активное сопротивление r₀=0,62 Ом/км, реактивное x₀=0,09 Ом/км.

Характеристики

Список файлов ВКР