ЛОЩЕНКО И.В. (1226011), страница 8

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

Текст из файла (страница 8)

Определяем потерю напряжения в процентах для ВЛ С–9 в зимний период, по формуле (1.7)

U_*= % =0,47%  8%, что допустимо.

Определяем потерю напряжения в процентах для ВЛ С–10 в зимний период, по формуле (1.7)

U_*= % =0,45%  8%, что допустимо.

Определяем потерю напряжения в процентах для ВЛ С–9 в летний период, по формуле (1.7)

U_*= % =0,38%  8%, что допустимо.

Определяем потерю напряжения в процентах для ВЛ С–10 в летний период, по формуле (1.7)

U_*= % =0,29%  8%, что допустимо.

Согласно ГОСТу 13109–67 U_* для питающей сети напряжением 110 кВ – от 6 до 8% в нормальном режиме.

Суточные графики за зимний и летний дни, а также графики потерь представлены на схеме ДП.140205.24 Э44.

1.4 Проверка проводов по нагреву

Формула для определения значения предельного тока нагрузки на провод для любых температурных условий по табличным значениям [4.1] I_доп ₀, _доп

I_доп=I_доп , (1.8)

где ^' и ^'₀ новые заданные условия для искомого тока.

При заданном токе нагрузки можно найти температуру нагрева провода

^'= . (1.9)

Допустимый ток для выбранного провода АС –120 в ЛЭП 35 кВ Т–3, Т–4 при t окружающего воздуха +25⁰С составляет 380 А, а при t +35⁰С рассчитывается по формуле (1.8) и равен:

I_доп35= =335,129 А.

Определим t провода АС –120 в ЛЭП 35 кВ Т–3, Т–4 в нормальном режиме по формуле (1.9)

_норм= =42⁰ C.

Определим t провода АС –120 в ЛЭП 35 кВ Т–3, Т–4 в аварийном режиме (когда одна из линий не работает) по формуле (1.9)

_авар= =63,035⁰C70⁰ С.

Для воздушных проводов установлена допустимая t не выше 70⁰ С. Расчеты проверки проводов по нагреву показали, что t в аварийном режиме, в связи с большими токами нагрузки, близка к предельной, что не допустимо.

Допустимый ток для выбранного провода АС –150 в ЛЭП 110 кВ С–9, С–10 при t окружающего воздуха +25⁰ С составляет 445 А, а при t +35⁰ С рассчитывается по формуле (1.8) и равен:

I_доп110= =392 А.

Определим t провода АС –150 в ЛЭП 110 кВ С–9, С–10 в нормальном режиме по формуле (1.9)

_норм= =35,3⁰ C.

Определим t провода провода АС – 150 в ЛЭП 110 кВ С–9, С–10 в аварийном режиме (когда одна из линий не работает) по формуле (1.9)

_авар= =35,92⁰ C70⁰ С.

Для неизолированных проводов установлена допустимая t не выше 70⁰ С. Расчеты проверки проводов по нагреву показали, что t в аварийном режиме, ЛЭП 110 кВ С–9, С–10 не превышает предельную t.

В данном разделе проведен анализ режимов работы оборудования ХТЭЦ, на основе суточных данных составлены графики, произведен расчет потерь при сечении провода АС-120, подобрано сечение провода АС-150 и проведена проверка его на нагрев.

2 РЕКОНСТРУКЦИЯ ЯЧЕЕК №16, 17 ЗРУ – 110 кВ

2.1 Расчет токов короткого замыкания до шин 110 кВ

Найдем результирующую мощность S_дj секций, подключенных к ответвлению каждого генератора. Из–за того, что часть двигателей находится в резерве, в работе находится лишь 60–70% двигателей. Чтобы это учесть S_{дj 00}умножают на коэффициент К= (0,6 – 0,7), в расчетах примем К= 0,65

Величины нагрузок каждой секции приведены в таблице 1.4 пояснительной записки. Результирующие нагрузки собственных нужд даны в таблице 2.1

Таблица 2.1 – Результирующие нагрузки собственных нужд

Индекс j	Номера Объединяемых секций	Ветвь подключения	Результирующая мощность Sрдj, МВА	Мощность без учета резервных двигателей Sдj, МВА
1	1	ЛПСН–1	7,602	4,941
2	2	ЛПСН–2	12,773	8,302
3	3	ЛПСН–3	6,58	4,277
4	4	ЛПСН–4	10,932	7,106
5	5;7;8;17;18	Отпайка ТГ6	34,239	22,255
6	9;10	Отпайка ТГ7	26,182	17,018
7	11;12	Отпайка ТГ8	27,898	18,134
8	6;13;14	Отпайка ТГ3	20,795	13,517
9	15;16;19	Отпайка ТГ9	12,458	8,098

Далее составляется схема замещения электростанции, где собственные нужды представлены в качестве источников мощностью S_дj (приложение А рисунок А.1).

Следующим шагом будет расчёт сопротивлений элементов схемы замещения. Все расчёты производятся в относительных единицах. Для этого примем базисную мощность S_б=100 МВА, а базисное напряжение U_б равным напряжению ступени, на которой рассчитывается ток короткого замыкания, то есть U_б =110 кВ.

Сопротивления трансформаторов подсчитываются по формуле [1]

, (2.1)

где u_к – напряжение короткого замыкания трансформатора, в процентах; S_б – базисная мощность, МВА; S_н – номинальная мощность трансформатора, МВА.

Итак с учетом вышесказанного произведем расчет сопротивления на примере трансформатора Т1:

.

Аналогичным образом считаются сопротивления всех трансформаторов. Результаты расчёта сведены в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 – Сопротивления трансформаторов

Окончание таблицы 2.2

Сопротивления генераторов рассчитываются по формуле [3]

, (2.2)

где S_нг – номинальная мощность генератора, МВА; Х^”d_* – сверхпереходное индуктивное сопротивление генератора, выбирается по [4] для каждого типа генераторов.

Произведем расчет сопротивления на примере генератора ТГ-1:

Х^”d_* = 0,143, cos  = 0,8, S_нг = 37,5 МВА;

.

Результаты расчета для остальных генераторов сведены в таблицу 2.3.

Таблица 2.3 – Сопротивления генераторов

Расчет сопротивления двигателей на собственных нуждах, которые в начальный момент короткого замыкания подпитывают место к.з, следовательно, являются источниками, производится аналогично расчету сопротивления генераторов по формуле [6]

, (2.3)

где Х^”d_Д* – относительное индуктивное сверхпереходное сопротивление двигателя (принимается по [6] Х^”d_Д* = 0,2 ); S_Д – суммарная мощность всех двигателей свыше 100 кВт, находящихся в работе (кроме резервных), подключенных к одной секции, выбирается из таблицы 2.2 пояснительной записки.

Приведем пример расчета сопротивления двигателей собственных нужд на отпайке генератора ТГ–7:

S_Д = 17,018 МВА, Х^”d_Д* = 0,2;

Характеристики

Список файлов ВКР