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

Текст из файла (страница 3)

S_р = , (3.3)

где Q_э1 – экономически целесообразная реактивная мощность на стороне внешнего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы (tgφ₃₅ = 0,27;tgφ₁₁₀ = 0,31);

Q_э1 = Р_р.n∙ tgφ ; (3.4)

∆Q_гпп = 0,07∙ , (3.5)

где ∆Q_гпп – потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП, кВАр.

Результаты расчетов сведем в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 выбор трансформаторов на ГПП.

Выбор трансформаторов на ГПП
Напряжение, кВ	n, штук	kзн	Sт, кВА	Sнт, кВА	Тип	Кзн	Кз па
110 кВ	2	0,7	15034	25000	ТРДН-25000/110	0,42	0,84
35 кВ	2	0,7	14913	25000	ТРДН-25000/35	0,42	0,84

Параметры	Напряжение сети,кВ
	110	35
Экономически целесообразная реактивная мощность Qэс,кВар	6350	20878
Потери реактивной мощности в силовых трансформаторов ГПП ∆Qтр.гпп,кВар	1255	1165
Полная расчетная нагрузка Sр кВа	21048	20878
Мощностьтрансформаторов ГПП Sт,кВа	15034	14913
Тип трансформаторов ГПП	ТРДН-25000/110	ТРДН-25000/35
Номинальная мощность трансформатора, кВа	25000	25000
Напряжение на высокой стороне Uвн,кВ	115	35
Напряжение на низкой стороне Uнн,кВ	10,5-10,5	10,5-10,5
Потери холостого хода Рхх,кВт	25	25
Потери короткого замыкания Рк,кВт	120	115
Напряжение короткого замыкания Uк,%	10,5	10,5
Ток холостого хода Iхх,%	0,65	0,5
Коэффициент загрузки в нормальном режиме Кзн	0,42	0,42
Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме Кзп	0,84	0,84
*-в аварийном режиме часть нагрузки снимается

Мощность трансформаторов ГПП выбирается исходя из соотношения:

S_т = . (3.6)

На главной понизительной подстанции устанавливаем два трансформатора, что обеспечивает необходимую надежность при достаточно простой схеме и конструкции главной понизительной подстанции. Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы не должен превышать 0,7.

Варианты схем электроснабжения предприятия на напряжение 35 и 110 кВ представлены на рисунках 3.1 и 3.2 соответственно.

Рисунок 3.1- Вариант схемы электроснабжения предприятия на напряжение 35 кВ.

Рисунок 3.2- Вариант схемы электроснабжения предприятия на напряжение 110 кВ

1. Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия

1. 4.1 Вариант 35 кВ

Определим потери мощности в силовых трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТРДН–25000/35: Р_хх = 25 кВт, Р_кз = 115 кВт, I_хх = 0,42%, U_к =10,5%. Потери мощности в трансформаторах находим по формулам: (2.7) и (2.8).

∆Р_т = 2∙(25+0,42²∙115) = 90,10 кВт.

∆Q_т = 2∙( 1165,36 кВар.

Потери электрической энергии в трансформаторах:

∆А_т = N∙(∆Р_хх ∙ Т_г + ∙∆Р_кз∙τ), (4.1)

где Т_г = 8760 часов – годовое число часов работы предприятия;

τ – годовое число часов максимальных потерь, определяется из соотношения:

τ = (0,124 + = (0,124 + ч,

где Т_м – годовое число использования 30 минутного максимума активной нагрузки т_м = 3770 часов (Л1. Таблица 24-23).

∆А_т = 2∙(25 ∙8760 + 0,42²∙115∙2199) = 526,174∙10³ кВт∙ч

Рассчитаем линию электропередачи от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции. Нагрузка в начале линии:

S_р.л = ; (4.2)

МВА.

Расчетный ток одной цепи линии:

I_р.л = ; (4.3)

А.

Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи):

; (4.4)

А

Сечение проводов линии нахожу по экономической плотности тока j_э=1,1 А/мм²:

F_э = ; (4.5)

мм².

Выбираю стандартное сечение. Провод АС-240/39, I_доп=610А, r₀=0,122 Ом/км, х₀=0,372 Ом/км. Выбранный провод при напряжении 35кВ по условию коронирования не проверяется.

Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме: 610 > 577 А

Потери активной энергии в проводах линии за 1 год:

; (4.6)

ΔА_л = 2·(3·176²·0,122·2·2199)/1000 = 99,374·10³ кВт·ч.

Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах ГПП.

Исходная схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведены на рисунке 4.1. Определяем параметры схемы замещения. Нам задана мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы S_к = 650 MBA. Принимаем базисную мощность S_б = 1000 MBА, и базисное напряжение U_б = 37 кВ.

Суммарное сопротивление системы в относительных единицах:

Х_СΣ = ; (4.7)

Х_СΣ = о.е.

Сопротивление воздушной линии 35 кВ в относительных единицах:

Х_л = ; (4.8)

Х_л = о.е.

а) б)

Рисунок 4.1 - Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания.

Определим ток короткого замыкания в точке К-1 (X₁ = X_СΣ = 1,52 о.е.). Ток короткого замыкания в точке К-1 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса замыкания):

I_к1 = I_nt = I_n0 = ; (4.9)

I_к1 = .

Ударный ток короткого замыкания:

I_у = , (4.10)

где К_у =1,72- ударный коэффициент (Л2 таблица 2.45)

I_у = .

Выбираем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию.

t = , (4.11)

где t_c.з = 0,01 - время срабатывания защиты;

t_c.в -собственное время отключения (с приводом) выключателя.

t = 0,01 + 0,03= 0,04 с.

Апериодическая составляющая:

I_a.t = , (4.12)

где Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установок напряжением выше 1000 В Т_а = 0,03 с.

I_a.t = .

Принимаем к установке выключатель типа: ВГБЭ-35-элегазовый

В_к = I_по² ( t₀ + T_a ); (4.13)

В_к = 10,14² ∙ (0,055+ 0,03) = 8,74 кА² ∙ с.

Определим ток короткого замыкания в точке К-2:

Х₂ = =1,54+0,54 = 2,08 о.е.

I_к2 = .

I_у = .

I_at = .

Устанавливаем выключатель типа: ВГБЭ-35-элегазовый

В_к = I_по² ( t₀ + T_a );

В_к = 10,14 ² ∙ (0,055 + 0,02) = 8,74 кА² ∙ с.

Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 - Паспортные данные выключателя и разъединителя.

Расчётные данные		Каталожные данные
		Выключатель		Разъединитель
		ВГБЭ-35-40/630 У1		РДЗ-35-1000-УХЛ1
U, кВ	35	Uном, кВ	35		35
Imax, А	546,14	Iном, А	630		1000
Iп,о=Iп,τ, А	10,14	Iоткл, кА	40		-
Iat, кА	3,78	iа ном, кА	12,50		-
Iуд, кА	24,67	iдин, кА	40		63
Bk, кА^2 ∙ с	8,74	Iтерм^2*tтерм	4800		1875

Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-У-35/38,5. На вводе в ГПП устанавливается аналогичная коммутационная аппаратура.

1. 4.2 Вариант 110 кВ

Определим потери мощности в силовых трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТДН-25000/110: Р_хх = 25 кВт, Р_кз = 120 кВт, I_хх = 0,65%, U_к =10,5%. Потери мощности в трансформаторах по (2.7) и (2.8):

∆Р_т = 2×(25+0,42²×120) = 92,53 кВт,

1255,36 квар.

Потери электрической энергии в трансформаторах по (4.1):

∆А_т = 2·(25 ∙8760 + 0,42·120·1255,36) = 531516 кВт∙ч.

Рассчитаем линию электропередачи от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции по (4.2 – 4.6).

Нагрузка в начале линии:

Характеристики

Список файлов ВКР