Из всех возможных вариантов внешнего электроснабжения нужно выбрать оптимальный, т.е. имеющий наилучшие технико-экономические показатели. Для этого, прежде всего, следует найти величину рационального напряжения, которую возможно оценить по приближенной формуле Стилла:

Uр.рац = 4,34∙ , (3.1)

где l – длина питающей линии главной понизительной подстанции, км;

Рр.n – расчетная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения, кВт.

Расчетная активная нагрузка предприятия:

Рр.n = ( Рр.н + Рр.В + ∆РmΣ) + Рр.о , (3.2)

где Рр.н, Рр.В – расчетные низковольтная и высоковольтная нагрузка всех цехов предприятия, кВт;

∆РmΣ – суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых трансформаторных подстанций, кВт;

Рр.о – расчетная активная освещения цехов и территории, кВт.

Рр.n = 27164 кВт.

Подставив все найденные данные в формулу (3.1) найдем рациональное напряжение:

Uр.рац = 64,27 кВ.

Для сравнения заданы два варианта внешнего электроснабжения предприятия 35 и 110 кВ.

Полная расчетная нагрузка предприятия, необходимая для выбора трансформаторов ГПП:

Sр = , (3.3)

где Qэ1 – экономически целесообразная реактивная мощность на стороне внешнего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы (tgφ35 = 0,27;tgφ110 = 0,31);

Qэ1 = Рр.n∙ tgφ ; (3.4)

∆Qгпп = 0,07∙ , (3.5)

где ∆Qгпп – 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
Параметры	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:

Sт = . (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

4. Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия

4.1 Вариант 35 кВ

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

∆Рт = 2∙(25+0,422∙115) = 90,10 кВт.

∆Qт = 2∙(1165,36 кВар.

Потери электрической энергии в трансформаторах:

∆Ат = N∙(∆Рхх ∙ Тг + ∙∆Ркз∙τ), (4.1)

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

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

τ = (0,124 + = (0,124 + ч,

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

∆Ат = 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:

Sр.л = ; (4.2)

МВА.

Расчетный ток одной цепи линии:

Iр.л = ; (4.3)

А.

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

; (4.4)

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

Fэ = ; (4.5)

мм2.

Выбираю стандартное сечение. Провод АС-240/39, Iдоп=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)

ΔАл = 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 Sк = 650 MBA. Принимаем базисную мощность Sб = 1000 MBА, и базисное напряжение Uб = 37 кВ.

Суммарное сопротивление системы в относительных единицах:

ХСΣ = ; (4.7)

ХСΣ = о.е.

Сопротивление воздушной линии 35 кВ в относительных единицах:

Хл = ; (4.8)

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

Iк1 = Int = In0 = ; (4.9)

Iк1 = .

Ударный ток короткого замыкания:

Iу = , (4.10)

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

Iу = .

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

t = , (4.11)

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

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

t = 0,01 + 0,03= 0,04 с.

Апериодическая составляющая:

Ia.t = , (4.12)

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

Ia.t = .

Принимаем к установке выключатель типа: ВГБЭ-35-элегазовый

Вк = Iпо2 ( t0 + Ta ); (4.13)

Вк = 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.

Iк2 = .

Iу = .

Iat = .

Устанавливаем выключатель типа: ВГБЭ-35-элегазовый

Вк = Iпо2 ( t0 + Ta );

Вк = 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.

4.2 Вариант 110 кВ

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

∆Рт = 2×(25+0,422×120) = 92,53 кВт,

1255,36 квар.

Потери электрической энергии в трансформаторах по (4.1):

∆Ат = 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:

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 jэ=1,1 А/мм2:

мм2.

Выбираю ближайшее стандартное сечение. Провод АС-70/11, Iдоп = 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:

ΔАл = 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 Sс = 5000 MBA. Принимаем базисную мощность Sб = 1000 MBА, и базисное напряжение Uб = 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 = XС = 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:

iу = кА,

где Ку =1,72- ударный коэффициент.

Намечаем к установке выключатель типа: ВГТ-110-элегазовый

t = 0,01 + 0,05 = 0,06 с.

Апериодическая составляющая:

Ia.t = = 4,81 кА,

Тепловой импульс выделяемый током короткого замыкания:

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

Определим ток короткого замыкания в точке К-2:

Х2 = Х1 + ХЛ = 0,2+0,06 = 0,26 о.е,

кА.

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

Тепловой импульс выделяемый током короткого замыкания:

Вк = 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 (Iн = 400 А, tтер = 119 кА2с).

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9