Учебная работа. Проектирование подстанции системы электроснабжения города на напряжение 110/35/10 кВ

Силовые трансформаторы проектируются на так именуемый номинальный режим работы, т.е. в предположении, что трансформатор работает неограниченно длительно, без перерывов, в течение всего обычного срока службы при номинальных значениях напряжения, мощности, частоты и при номинальных критериях охлаждающей среды и места установки. Обозначенный идеализированный номинальный режим является расчетным и не отражает стопроцентно способность трансформатора нести в критериях эксплуатации настоящую нагрузку, отличающуюся от его номинальной мощности. Настоящие режимы трансформаторов, работающих на большинстве понижающих подстанций, значительно различаются от номинального. Главные отличия заключаются в последующем:
1) непрерывная, постоянная по величине и равная номинальной мощности трансформатора, перегрузка фактически не встречается,
2) дневной график обычно характеризуется максимумами и спадами,
3) максимум перегрузки в разрезе года обычно имеет пространство в зимнюю пору.
Потому что обычный срок службы трансформатора определяется механическим износом изоляции, который зависит основным образом от температуры, при которой работает изоляция. В критериях настоящей эксплуатации Износ изоляции трансформатора, наибольшая перегрузка которого не превосходит его номинальной мощности, происходит существенно медлительнее и срок службы трансформатора значительно удлиняется по сопоставлению с обычным. Настолько огромные физические сроки службы (30-50 лет и наиболее) не правильно исходя из убеждений морального износа. Потому без всякого вреда для расчетного срока службы (20-25 лет) можно в целях наиболее действенного использования мощности трансформатора систематически его перегружать. Не считая того, за счет припаса износа изоляции допустимы и редчайшие аварийные перегрузки.
2.1 Перевод дневных графиков употребления мощности

(1)
— активная мощность соответсвующей ступени, Мвт;
— активная наибольшая мощность перегрузки Мвт;
-ордината соответственной ступени типового графика;
,
,
НН:
Зима: 0…6ч: МВт
6…12ч: МВт
12…16ч: МВт
16…24ч: МВт
Лето: 0…6ч: МВт
6…16ч: МВт
16…24ч: МВт
СН:
Зима: 0…4ч: МВт
4…8ч: МВт
8…16ч: МВт
16…20ч: МВт
20…24ч: МВт
Лето: 0…8ч: МВт
8…16ч: МВт
16…24ч: МВт
2) строим графики употребления активной мощности:
Для НН:

Для СН:

Расположено на /

Набросок 2 — Дневные графики употребления активной мощности: а)для НН, б) для СН.
3) дальше переводим графики активной в графики полной мощности:
МВ•А (2)
МВ•А (3)
НН:
Зима:
0…6ч: МВ A
6…12ч: МВ A
12…16ч: МВ А
16…24ч: МВ A
Лето:
0…6ч: МВ A
6…16ч: МВ A
16…24ч: МВ A
СН:
Зима:
0…4ч: МВ A
4…8ч: МВ A
8…16ч: МВ A
16…20ч: МВ A
20…24ч: МВ A
Лето:
0…8ч: МВ A
8…16ч: МВ A
16…24ч: МВ A
4) на основании расчетов построим графики употребления полной мощности:
Для НН: Для СН:

Расположено на /

Расположено на /

Расположено на /

5)Расчет полной мощности по сети ВН:
(4)
Зима:
0…4ч: МВ A
4…6ч: МВ A
6…8ч: МВ A
8…12ч: МВ A
12…16ч: МВ A
16…20ч: МВ A
20…24ч: МВ A
Лето:
0…6ч: МВ A
8…16ч: МВ A
16…24ч: МВ A
6) Построим дневной график употребления полной мощности по сети ВН.

Расположено на /

Расположено на /

2.2 Выбор силовых трансформаторов подстанций

Выбор номинальной мощности трансформаторов и оценка допустимости возникающих при эксплуатации режимов осуществляются с учетом нагрузочной возможности трансформаторов, перегрузок.

Под нагрузочной способностью соображают свойство трансформатора нести нагрузку сверх номинальной при критериях эксплуатации, определяемых предыдущей перегрузкой и температурой охлаждающей среды.

Допустимая перегрузка — неограниченная во времени долгая перегрузка, при которой износ изоляции обмоток от нагрева не превосходит Износ, соответственный номинальному режиму работы.

Перегрузка трансформатора — режим, вызывающий ускоренный Износ изоляции. Таковой режим возникает, если перегрузка на данный трансформатор окажется больше его номинальной мощности либо температура охлаждающей среды больше принятой расчетной на 20 0С и наиболее. Перегрузки могут быть аварийными и периодическими.

Аварийная перегрузка разрешается в аварийных вариантах, к примеру при отказе 1-го из параллельно работающих трансформаторов. Долгая аварийная перегрузка для трансформаторов с системами охлаждении М, Д, ДЦ и Ц допускается на 40 % в течение не наиболее 5 суток длительностью не наиболее 6 часов в день.

Периодическая перегрузка трансформаторов вероятна за счет неравномерной перегрузки в течение суток. При недогрузке Износ изоляции мал, при перегрузке износ существенно усиливается. Допустимая периодическая перегрузка определяется из условия, что Износ изоляции за время наибольшей перегрузки и предыдущей недогрузки таковой же, как при работе трансформаторов при неизменной номинальной перегрузке, когда температура более нагретой точки обмотки не превосходит +98 0С.

2.3 Выбор трансформаторов для первого варианта структурной схемы

Номинальная мощность трансформаторов 110/35/10 кВ обязана удовлетворять требованию передачи наибольшей мощности в сеть НН и в сеть СН, т.е.
Найдем подготовительную мощность трансформаторов:
(5)
Таковым образом, согласно формуле 2.4:
МВ•А
По отысканному значению намечаем к выбору трансформатор марки ТДТН-63 000/110 с параметрами, обозначенными в таблице 1.
Таблица 1 — характеристики трехобмоточного трансформатора.

Тип

Sном, МВА

UНОМ обмоток, кВ

UК, %

РК, кВт

ВН

СН

НН

В-С

В-Н

С-Н

В-С

В-Н

С-Н

ТДТН-63 000/110/35

63

115

38,5

11

10,5

17

6,5

—

290

—

70

0,7

Выполним проверку на перегрузочную способность избранного типа трансформаторов. Проверка на перегрузочную способность производится по зимнему графику в последующей последовательности:
1. На графике рисунка 4 проводим линию номинальной перегрузки (Sном = 63 МВА).
2. Пересечением данной полосы с графиком перегрузки выделим участок большей перегрузки длительностью hґ .
3. Оставшуюся часть графика разбиваем на интервалы продолжительностью .
4. Определяем коэффициент исходной перегрузки k1 по формуле:
, (6)
где Sном — номинальная мощность трансформатора (Sном = 63 МВА);
Si — мощность ступени графика ниже полосы номинальной перегрузки, МВА;
— продолжительность интервала мощностью Si, ч.
5. Определяем коэффициент перегрузки по формуле:
, (7)
где Sном — номинальная мощность трансформатора;
Sj — мощность ступени графика выше полосы номинальной перегрузки, МВА;
— продолжительность интервала с мощностью Sj, ч.
6. Определяем коэффициент наибольшей перегрузки по формуле:
,(8)
где — наибольшая мощность на графике, МВА;
— номинальная мощность трансформатора, МВА.
7. Сравниваем значения и :
т.о.
8. Корректируем длительность перегрузки по формуле:
. (9)
ч.
9. По табл. П 4.2 для среднегодовой температуры -10°С, системы остывания Д, и длительности перегрузки 8,72 часов, определяем допустимый коэффициент превышения перегрузки .
А-недопустимо при t=+40.
Потому что коэффициент перегрузки k2 = 1,152 < kдоп = 2,59A, то совсем принимаем к установке трансформатор типа ТДТН-63000/110/35.
2.4 Выбор трансформаторов для второго варианта структурной схемы

Для схемы, изображенной на рисунке 1б, нужно два типа трансформаторов: два трансформатора напряжением 110/10 кВ и два трансформатора напряжением 35/10 кВ.
А) Выбор трансформаторов напряжением 110/10 кВ.
Номинальная мощность трансформаторов 110/10 кВ обязана удовлетворять требованию передачи наибольшей мощности в сеть НН и в сеть СН, т.е.
Найдем подготовительную мощность трансформаторов по формуле (5):
.
По отысканному значению Sпред намечаем к выбору трансформатор марки ТДЦ-80 000/110 [1] с параметрами, обозначенными в таблице 2.
Таблица 2 — характеристики двухобмоточного трансформатора.

Тип трансформатора

Номинальное напряжение, кВ

Утраты, кВт

Напряжение недлинного замыкания, %

ток холостого хода, %

ВН

НН

холостого хода

недлинного замыкания

ТДЦ-80 000/110

121

10,5

70

310

10,5

0,55

Потому что номинальная мощность трансформатора больше наибольшей передаваемой мощности, т.е. трансформатор недогружен, то проверку делать не будем и совсем примем трансформатор ТДЦ-80 000/110.
Б) Выбор трансформаторов напряжением 35/10 кВ
Номинальная мощность трансформаторов 35/10 кВ обязана удовлетворять требованию передачи наибольшей мощности в сеть СН, т.е.
Найдем подготовительную мощность трансформаторов по формуле (5):
По отысканному значению Sпред намечаем к выбору трансформатор марки ТД-40 000/35 с параметрами, обозначенными в таблице 3.
Таблица 3 — характеристики трансформатора.

Тип трансформатора

Номинальное напряжение, кВ

Утраты, кВт

Напряжение недлинного замыкания, %

ток холостого хода, %

ВН

НН

холостого хода

недлинного замыкания

ТД-40 000/35

38,5

10,5

31,0

165

8,5

0,4

Выполним проверку на перегрузочную способность избранного типа трансформаторов. Проверка на перегрузочную способность производится по зимнему графику в последующей последовательности:
1. На графике рисунка 3б проводим линию номинальной перегрузки (Sном = 40 МВА).
2. Пересечением данной полосы с графиком перегрузки выделим участок большей перегрузки длительностью hґ .
3. Оставшуюся часть графика разбиваем на интервалы продолжительностью
4. Определяем коэффициент исходной перегрузки k1 по формуле (6):
5. Определяем коэффициент перегрузки по формуле (7):
.
6. Определяем коэффициент наибольшей перегрузки по ф-ле (8): .
7. Сравниваем значения и :
.
Как следует, принимаем коэффициент перегрузки .
8. Корректируем длительность перегрузки по формуле (9):
ч.
9. По табл. П4.2 для среднегодовой температуры -10°С, системы остывания Д, коэффициента исходной перегрузки и длительности перегрузки 10 часов, определяем допустимый коэффициент превышения перегрузки 1,39.
Т. к. , то совсем принимаем к установке трансформатор ТД-40000/35.
3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВАРИАНТОВ

Весьма принципиально принять более экономный вариант сети с наилучшими технико-экономическими показателями. Формула суммарных дисконтирован-ных издержек на сооружение и эксплуатацию какого-нибудь объекта в течение расчетного периода (Тр = 10 лет) имеет вид:
Зд = Dэкв•Kсоор + Зпот , (10)
где Dэкв — эквивалентный дисконтированный множитель;
Kсоор — финансовложения на сооружение объекта, млн. руб.;
Зпот — Издержки на утраты электроэнергии, млн. руб.
Финансовложения на сооружение объекта определяются по формуле:
Kсоор = 1,25•Kтр + KРУ , (11)
где Kтр — стоимость трансформаторов, млн. руб.;
KРУ — стоимость РУ, млн. руб.
Зпот — Издержки на утраты электроэнергии, млн. руб.
, (12)
где арен — коэффициент отчислений на реновацию, %;
а — общие нормы отчислений от финансовложений;
Е — норматив дисконтирования;
Тэ — время эксплуатации объекта до окончания расчетного периода, лет;
Тр — расчетный период, лет;
Dр.э. — расчетный дисконтированный множитель за срок эксплуатации до окончания расчетного периода, рассчитывается по формуле:
, (13)
где Тс — время строительства объекта, лет.
Издержки на утраты электроэнергии определяется по формуле:
, (14)
где Uпот — Издержки на возмещение утрат электроэнергии, млн. руб.
, (15)
где С — стоимость 1-го кВт•ч энергии, руб./кВт•ч;
— годичные утраты электроэнергии, кВт•ч/год, определяются по формуле:
, (16)
где Nз, Nл — количество зимних и летних дней в году соответственно;
Si, Sj — перегрузка i-ой и j-ой ступени зимнего и летнего графиков соответственно;
Sном — номинальная мощность трансформатора, МВА;
Pх — утраты холостого хода, кВт;
Pк — утраты недлинного замыкания, кВт;
k — количество параллельно работающих трансформаторов.
3.1 Технико-экономический расчет первого варианта структурной схемы

Расчетный дисконтированный множитель за срок эксплуатации до окончания расчетного периода:
.
Для трансформатора с высшим напряжением 110 кВ принимаем последующие величины для расчёта:
;
Эквивалентный дисконтированный множитель:
Финансовложения на сооружение объекта:
Kсоор = 1,25•Kтр + KРУ = 1,25•10,6•2 + (5 + 3) = 34,5 млн. руб.
Годичные утраты электроэнергии:
Издержки на возмещение утрат электроэнергии:
млн. руб.
Издержки на утраты электроэнергии:
млн. руб.
Суммарные Издержки на сооружение и эксплуатацию объекта:
млн. руб.
3.2 Технико-экономический расчет второго варианта структурной схемы

Расчетный дисконтированный множитель за срок эксплуатации до окончания расчетного периода:
.
Эквивалентный дисконтированный множитель:
Финансовложения на сооружение объекта:
Kсоор = 1,25•Kтр + KРУ = 1,25•(8,81•2 + 2•6) + (5 + 3) = 45 млн. руб.
Годичные утраты электроэнергии для трансформаторов 110/35:
Годичные утраты электроэнергии для трансформаторов 35/10:
Издержки на возмещение утрат электроэнергии:
млн. руб.
Издержки на утраты электроэнергии:
млн. руб.
Суммарные Издержки на сооружение и эксплуатацию объекта:
млн. руб.
Потому что суммарные Издержки на сооружение и эксплуатацию первого объекта меньше соответственных издержек на 2-ой объект, то более целенаправлено употреблять 1-ый вариант структурной схемы с 2-мя трехобмоточными трансформаторами (набросок 1а).
4. ВЫБОР ЧИСЛА ОТХОДЯЩИХ ЛИНИЙ

4.1 Выбор отходящих линий на стороне высочайшего напряжения

Наибольшая мощность на стороне ВН: Smax = 77,21 МВА; число отходящих одноцепных линий — 2, длина линий: 95/70 км.
Выбор сечения проводов делается способом экономической плотности тока.
Длительность использования максимума перегрузки:
, (17)
где Nз и Nл — количество зимних и летних дней в году соответственно (Nз = 210, Nл = 155);
Si, Sj — перегрузка i-ой и j-ой ступени зимнего и летнего графиков соответственно по сети ВН, МВА;
ti, tj — длительность ступени графика, ч;
Smax — наибольшая мощность, передаваемая по сети ВН, МВА.
Как следует:
Для таковой длительности максимума перегрузки находим экономическую плотность тока для дюралевых проводов и шин: jэк = 1,3 .
Представим, что перегрузка распределена по линиям умеренно. Тогда обычный расчетный ток для одной двухцепной полосы:
, (18)
где Uном — номинальное напряжение, кВ.
Экономическое сечение провода, мм2:
; (19)
.
За ранее избираем провод, марки АС 150/34, допустимый долгий ток Iдоп = 445 А.
Проверку осуществляем по допустимому току в режиме обрыва одной цепи полосы. При всем этом ток, протекающий по оставшейся в работе цепи полосы:
; (20)
Т.к. Imax < Iдоп, то совсем принимаем провод АС 150/34, с активным сопротивлением неизменному току r0 = 0,192 и индуктивным сопротивлением x0 = 0,416 .
Провода, расположенные на открытом воздухе, по тепловой стойкости не проверяются.
4.2 Выбор отходящих линий на стороне СН

Наибольшая мощность на стороне СН: Smax = 45,45 МВА; число отходящих двухцепных линий — 3, длина линий: 15/20/30 км.
Выбор сечения проводов делается способом экономической плотности тока.
Длительность использования максимума перегрузки по формуле (17) для сети среднего напряжения:
Для таковой длительности максимума перегрузки находим экономическую плотность тока для дюралевых проводов: jэк = 1 .
Представим, что перегрузка распределена по линиям умеренно. Тогда обычный расчетный ток по формуле (18) для сети среднего напряжения с 3-мя двухецпными линиями:
Экономическое сечение провода по формуле (19):
.
Принимаем наиблежайшее обычное сечение 150 мм2 и за ранее избираем провод марки АС 150/24, допустимый долгий ток Iдоп = 445 А.
Проверку осуществляем по допустимому току в режиме обрыва одной цепи полосы. При всем этом ток, протекающий по оставшейся в работе цепи полосы по формуле (20):
Т.к. Imax < Iдоп, то совсем принимаем провод АС 150/24, с активным сопротивлением неизменному току r0 = 0,194 и индуктивным сопротивлением x0 = 0,398 .
Провода, расположенные на открытом воздухе, по тепловой стойкости не проверяются.
5. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Для выбора ЭО, аппаратов, шин, кабелей, токоограничивающих реакторов нужно знать токи КЗ. При всем этом довольно уметь найти ток трехфазного КЗ в месте повреждения, а в неких вариантах распределение токов в ветвях схемы, конкретно примыкающих к этому месту. При расчете определяют изначальное работы сети. Апериодическую составляющую учитывают приближенно, допуская при всем этом, что она имеет наибольшее ток КЗ и по мере необходимости повторяющуюся и апериодическую составляющие тока КЗ для данного момента времени. Схема — это однолинейная схема ЭУ с указанием тех частей и их характеристик, которые влияют на иной одноименной величине избранной за единицу измерений.
5.1 Определение характеристик схемы замещения

Составим электронную схему замещения подстанции и определим ее характеристики в относительных единицах (о.е.) при базовых критериях.

Расположено на /

Набросок 5 — Схема подстанции
а) схема; б) электронная схема замещения.
Начальные данные:
С: Uc = 110 кВ; Sc = 2500 МВА; xc = 1,2 о.е.
Л1: х0 = 0,416 Ом/км; l1 = 95 км; Л2: х0 = 0,416 Ом/км; l2 = 70 км.
Л3: х0 = 0,398 Ом/км; l3 = 15 км; Л4: х0 = 0,398 Ом/км; l4 = 20 км.
Л5: х0 = 0,398 Ом/км; l5 = 30 км.
Т: SТ = 63 МВА; UВН = 115 кВ; UСН = 38,5 кВ; UНН = 11 кВ;
Uк В-С = 10,5%; Uк В-Н = 17%; Uк С-Н = 6,5%.
НГ: Енг = 0,85 о.е.; хнг = 0,35 о.е.; SНГ СН = 45,45 МВА; SНГ НН = 31,76 МВА.
Принимаем базовую мощность Sб = 2500 МВА; базовые напряжения ступеней:
(21)
Тогда UбI = 115 кВ; UбII = 37 кВ; UбIII = 10,5 кВ.
Находим базовые токи ступеней:
(22)
Определим характеристики схемы замещения при базовых критериях:
Упрощаем схему замещения:

Расположено на /

Набросок 6 — Облегченная схема замещения

5.2 Расчет токов КЗ на шинах ВН

Расположено на /

Набросок 7 — Расчет токов КЗ на шинах ВН.
Приводим схему рисунка 7а к виду, изображенному на рисунке 7б.
Приводим схему рисунка 7б к простейшему виду, изображенному на рисунке 6в.
Определяем повторяющуюся составляющую тока КЗ в исходный момент времени:
Неизменная времени и ударный коэффициент: Tа = 0,02 с, Kуд = 1,608 .
Ударный ток в точке K1: . (23)
5.3 Расчет токов КЗ на шинах СН

Расположено на /

Набросок 8 — Расчет токов КЗ на шинах СН.
Приводим схему рисунка 8а к простейшему виду, изображенному на рисунке 8б.
Определяем повторяющуюся составляющую тока КЗ в исходный момент времени:
Неизменная времени и ударный коэффициент: Tа = 0,02 с, Kуд = 1,608.
Ударный ток в точке K2:
5.4 Расчет токов КЗ на шинах НН

Расположено на /

Набросок 9 — Расчет токов КЗ на шинах НН.
Приводим схему рисунка 9а к виду, изображенному на рисунке 9б.
Приводим схему рисунка 9б к простейшему виду, изображенному на рисунке 8в.

Определяем повторяющуюся составляющую тока КЗ в исходный момент времени:
Неизменная времени и ударный коэффициент: Tа = 0,02 с, Kуд = 1,608.
Ударный ток в точке K3:
6. РАСЧЕТ КАБЕЛЬНОЙ СЕТИ НАГРУЗКИ НИЗКОГО НАПРЯЖЕНИЯ

По суточному графику употребления полной мощности по сети НН (набросок 3а) определяется время наибольших утрат Tmax:
, (24)
где Nз и Nл — количество зимних и летних дней в году (Nз = 210, Nл = 155);
Si, Sj — перегрузка i-ой и j-ой ступени зимнего и летнего графиков соответственно по сети НН, МВА;
ti, tj — длительность ступени графика, ч;
Smax — наибольшая мощность, передаваемая по сети НН, МВА.
Тогда
Для кабелей с картонной изоляцией и дюралевыми жилами финансовая плотность тока jэк = 1,4 А/мм2 .
6.1 Выбор кабеля для потребителей РП3

ток обычного рабочего режима кабелей РП3 определяется по формуле:
, (25)
где Рmax — наибольшая мощность, передаваемая с РП3, кВА;
Uном — номинальное напряжение РП3, кВ;
cos — коэффициент мощности, cos = 0,85.
Больший рабочий ток при выключении одной из линий:
Находим экономическое сечение кабеля по формуле:
. (26)
Тогда
За ранее избираем кабель марки АСБ — 10 — 3Ч50 . Допустимая токовая перегрузка для данной марки кабеля Iдоп = 140 А.
Проверяем избранный кабель по условию:
(27)
где Kап — коэффициент аварийной перегрузки, Kап = 1,2;
— поправочный коэффициент на температуру окружающей среды, = 0,94;
— поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих в земле, = 1;
— поправочный коэффициент для кабелей, работающих при номинальном напряжении, =1.
Проверяем условие: 1,2•0,94•1•1•140 = 157,92 > 101,89.
Условие производится, как следует, совсем принимаем кабель марки АСБ — 10 — 3Ч50.
6.2 Выбор кабеля для потребителей РП1 и РП2

ток обычного рабочего режима РП1 и РП2 определяется по формуле:
, (28)
где Рmax — наибольшая мощность, передаваемая с РП1 и РП2, кВА;
Uном — номинальное напряжение РП1 и РП2, кВ;
cos — коэффициент мощности, cos = 0,85.
Больший рабочий ток определяется при выключении 1-го из питающих кабелей и при протекании тока через перемычку:
, (29)
где и — наибольшая мощность РП1 и РП2 соответственно.
.
Находим экономическое сечение кабеля по формуле:
. (30)
Тогда
За ранее избираем кабель марки АСБ — 10 — 3Ч120. Допустимая токовая перегрузка для 2-ух параллельно работающих кабелей Iдоп = 2•240 = 480А.
Проверяем избранный кабель:
1,2•0,94•1•1•480 = 541,44 > 203,77.
Условие производится, как следует, совсем принимаем кабель марки АСБ — 10 — 3Ч120.
6.3 Определение тепловой стойкости кабеля
силовой трансформатор подстанция напряжение
Избранный кабель нужно проверить на тепловую стойкость и на базе расчетов прийти к выводу о необходимости установки токоограничива-ющих реакторов. ток тепловой стойкости определяется по формуле:
(31)
где Iтерм. — ток тепловой стойкости, А;
С — коэффициент тепловой стойкости для данной марки кабеля;
S — сечение кабеля, мм2;
tо.в. — время отключения выключателя, с;
tр.з. — время срабатывания релейной защиты, с;
Та — неизменная времени выключателя, с.
Для выключателя серии ВЭ-10-1250/20 время отключения равно 0,075 с; время срабатывания релейной защиты 0,4 с; коэффициент тепловой стойкости для кабелей с картонной изоляцией и дюралевыми жилами равен 85 ; Та = 0,02 с.
Для кабеля АСБ — 10 — 3Ч50
Для кабеля АСБ — 10 — 3Ч120
Проверяется условие: . Т.к. условие не производится (14,5 кА < 25,11 кА), то нужна установка линейного реактора.
6.4 Выбор линейных реакторов

Для установки за ранее примем сдвоенные реакторы. На каждую ветвь в сдвоенном реакторе приходится средняя токовая перегрузка:
; (32)
, (33)
где РРП1, РРП2, РРП3 — мощность, передаваемая через РП1, РП2 и РП3 соответственно.
;
.
За ранее избираем реактор РБС-10-2Ч630-0,25. Номинальный ток ветки Iном.ветки = 630 А.
Определяем требуемое сопротивление цепи до кабеля по формуле:
, (34)
где Uном — номинальное напряжение РП, кВ;
Iтерм — ток тепловой стойкости кабеля, кА.

Результирующее сопротивление цепи до реактора:

. (35)

Требуемое сопротивление реактора:

совсем принимаем реактор РБС-10-2Ч630-0,25 с номинальными параметрами: хр = 0,25 Ом, Kсв = 0,46, Iдин = 40 кА, Iтерм = 15,75 кА, tт = 8 с.

Определяем фактическое

; (36)

Проверяем реактор на электродинамическую стойкость в режиме КЗ:

; (37)

.

Т.к. iуд < Iдин (26,8 кА < 40 кА), то по электродинамической стойкости избранный реактор подступает.

Проверяем реактор на тепловую стойкость. Термический импульс:

; (38)

.

Расчетный термический импульс:

; (39)

.

Т.к. Вк.расч. < Bк (58,48 < 1984), то по тепловой стойкости избранный реактор подступает.

Остаточное напряжение на шинах НН при КЗ за реактором:

; (40)

.

Утрата напряжения при протекании большего рабочего тока в обычном режиме:

; (41)

,

что соответствует норме 1,5 ч 2%.

Таковым образом, избранный реактор подступает по всем характеристикам.

7. ВЫБОР СХЕМЫ И ТРАНСФОРМАТОРА СОБСТВЕННЫХ НУЖД

Главными напряжениями, используемыми в истинное время в системе собственных нужд, является 6 кВ (для электродвигателей мощностью наиболее 200 кВт) и 0,4/0,23 кВ для электродвигателей наименьшей мощности и освещения. Применение напряжения 3 кВ не оправдало себя. На двухтрансформаторных подстанциях для большей надежности электроснабжения устанавливается два трансформатора собственных нужд, которые присоединяются к сборным шинам НН. Подготовительная мощность ТСН, кВА, определяется по формуле:
, (42)
где Рс.н.max — наибольшая мощность собственных нужд, кВт;
Kпер — коэффициент перегрузки, Kпер = 1,4;
cos — коэффициент мощности, cos = 0,88.
кВА.
Принимаем к установке два трансформатора марки ТСЗ-250/10 с номинальными параметрами: UВН = 10,5 кВ, UНН = 0,4 кВ, uк% = 5,5 % .
Схема собственных нужд подстанции изображена на рисунке 9.

Расположено на /

8. ВЫБОР СХЕМЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ