∆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)

А

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.

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.

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:

Ia.t =  = 4,81 кА,

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

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.

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).

На вводе в ГПП устанавливается аналогичная коммутационная аппаратура.

4.3 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)

Еi = Ен + Еаi + Еmрi ,                                                                                                                            (4.15)

где Еi – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, являющиеся суммой нормативного коэффициента эффективности Ен, отчислений на амортизацию Еаi и расходов на текущий ремонт.

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

Сэ – стоимость годовых потерь электроэнергии.

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

Сэ = (∆Ат + ∆Ал)∙С0 ,                                                                                                                            (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

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11