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)
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.
|
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.
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.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17
