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

Текст из файла (страница 4)

кВА.

Расчетный ток одной цепи линии:

А.

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

А.

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

мм².

Выбираю ближайшее стандартное сечение. Провод АС-70/11, I_доп = 265 А, r₀=0,42 Ом/км, х₀=0,416 Ом/км. Выбранный провод проходит по условию коронирования.

Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме: 265 > 184 А

Потери активной энергии в проводах линии за 1 год:

ΔА_л = 2·(3·57²·0,42·2·2199)/1000 = 35385 кВт·ч.

Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах ГПП по формулам (4.8 – 4.13). Исходная схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведены на рисунке 4.2. Определяем параметры схемы замещения. Нам задана мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы S_с = 5000 MBA. Принимаем базисную мощность S_б = 1000 MBА, и базисное напряжение U_б = 115 кВ.

Рисунок 4.2 - Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания 110 кВ.

Суммарное сопротивление системы в относительных единицах:

о.е.

Сопротивление воздушной линии 110 кВ в относительных единицах:

о.е.

Определим ток короткого замыкания в точке К-1 (X₁ = X_С = 0,29 о.е.). Ток короткого замыкания в точке К-1 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса замыкания):

кА.

Ударный ток короткого замыкания:

i_у = кА,

где К_у =1,72- ударный коэффициент.

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

Намечаем к установке выключатель типа: ВГТ-110-элегазовый

t = 0,01 + 0,05 = 0,06 с.

Апериодическая составляющая:

I_a.t = = 4,81 кА,

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

Тепловой импульс выделяемый током короткого замыкания:

В_к = 25,1² ∙ (0,06 + 0,03) = 56,71 кА² ∙ с.

Определим ток короткого замыкания в точке К-2:

Х₂ = Х₁ + Х_Л = 0,2+0,06 = 0,26 о.е,

.

кА.

Устанавливаем выключатель типа: ВГТ-110-элегазовый колонкового типа.

Тепловой импульс выделяемый током короткого замыкания:

В_к = 19,1² ∙ (0,06 + 0,03) = 32,8 кА² ∙ с.

Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 4.2.

Таблица 4.2-Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции.

Расчётные данные		Каталожные данные
		Выключатель		Разъединитель
		ВГТ-110-40/2500 У1		РДЗ - 110 - 1000 - У1
U, кВ	110	Uном, кВ	110	110
Imax, А	175,72	Iном, А	2500	1600
Iп,о=Iп,τ, А	25,10	Iоткл, кА	40	-
Iat, кА	4,81	iа ном, кА	40,00	-
Iуд, кА	61,06	iдин, кА	102	100
Bk, кА^2 ∙ с	56,71	Iтерм^2*tтерм	4800	4800

Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-У-110/77, в нейтраль силового трансформатора включаем ОПН-У-110/56, ЗОН-110У-IУ1 (I_н = 400 А, t_тер = 119 кА²с).

На вводе в ГПП устанавливается аналогичная коммутационная аппаратура.

1. Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения

При сравнении вариантов учитываются: коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы, воздушные линии, вводные коммутационные аппараты главной понизительной подстанции, силовые трансформаторы главной понизительной подстанции.

Годовые приведенные затраты:

, (4.14)

Е_i = Е_н + Е_аi + Е_mрi , (4.15)

где Е_i – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, являющиеся суммой нормативного коэффициента эффективности Е_н, отчислений на амортизацию Е_аi и расходов на текущий ремонт.

К_i – сумма капитальных затрат i-ой группы одинаковых электроприемников.

С_э – стоимость годовых потерь электроэнергии.

При проектировании сетей электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:

С_э = (∆А_т + ∆А_л)∙С_{0 ,} (4.16)

, (4.17)

где С₀ – удельная стоимость потерь электроэнергии;

α – основная ставка тарифа;

Показатели вариантов сведены в таблицы 4.3 и 4.4.

Таблица 4.3- Технико - экономическое сравнение - 35 кВ

Электроэнергия
α, р/(кВт*год)			2163,36	τ, ч				2199
β, р/(кВт*ч)			1,04	Км				0,93
δ			1,02	Со, р/(кВт/ч)				1,99
Наимен-ие оборуд-ия	Единицы измерения	Количество	Стоим.ед., тыс. руб.	Кап. вложения, тыс. руб.	Отчисления, о.е.									Затраты, тыс.руб.	Потери эл. эн-ии, кВт*ч	Стоим. потерь электр-ии, тыс. руб.
					Ен	Етр		Еа			Итого
Трансформатор силовой	шт	2	4500	9000		0,12	0,01		0,063			0,19		1737	526174	1 049
ТРДН-25000/35
ВЛ 35 кВ на ЖБ опорах	км	2	480,5	961		0,12	0,004		0,028			0,15		146,1	99374	198
Выключатель	шт	4	300	1200		0,12	0,01		0,063			0,19		231,6	-	-
ВГБЭ-35-40/630 У1
Разъединитель	шт	6	70	420		0,12	0,01		0,063			0,19		81,1	-	-
РДЗ-35-1000-УХЛ1
ОПН	шт	6	13	78		0,12	0,01		0,063			0,19		15,1	-	-
ОПН - 35У1
Трансформатор тока	шт	6	5	30		0,12	0,01		0,12			0,25		7,50	-	-
ТВ-35-1200
ИТОГО				11689										2218	625548	1247

Таблица 4.4- Технико - экономическое сравнение - 110 кВ

Таблица 4.5 - Сравнение экономических показателей

Вариант 110 кВ экономичнее на 20,18%, что более 15% поэтому окончательно выбираем вариант 110 кВ.

2. Выбор величины напряжения и схемы внутреннего электроснабжения предприятия, расчет питающих линий

1. 5.1 Выбор величины напряжения

Выбор величины напряжения распределительных сетей предприятия зависит от величины нагрузок 6 и 10 кВ. Критерием выбора являются технико-экономические показатели, в первую очередь приведенные затраты, которые рассчитываются как для сети, так и для понижающих подстанций.

Характеристики

Список файлов ВКР