Расчетную мощность НБК округляем до ближайшей стандартной мощности комплектных конденсаторных установок (ККУ). Принимаем к установке ККУ типа ККУ-0,38-1-150 НУЗ левого и правого исполнения вводных ячеек суммарной мощности кВар.
Реактивная нагрузка, отнесенная на шины НН ГПП с учетом потерь в трансформаторах составит:
= 1577,3 - 150 + 13,6 = 1440,9 кВар (3.6)
Аналогичный расчет проведен для всех предприятий района. Данные расчетов занесены в таблицу 3.1.
Согласно исходным данным для РП-8, РП-5, ТП-6 установка БК не требуется.
Суммарная реактивная нагрузка на шинах НН ГПП составит:
(3.7)
=1440,9 + 280,97 + 359,19 + 246,1 + 260,87 + 516,27 +
+ 1597,44 + 503,07 + 1523,94 = 6729,05 кВар
= 2028 + 1310,4 + 1298,7 = 4637,1 кВар
(3.8)
= 6729,05 + 4637,1 = 11356,15 кВар
Это удовлетворяет условию поддержания коэффициента мощности района на уровне cosj = 0,93.
Следовательно, установка высоковольтных батарей конденсаторов не требуется.
Таблица 3.1 – Расчет мощности трансформаторов потребителей и конденсаторных установок
Потребители
,
кВА
b
,квар
принятая,
квар
,
квар
,
квар
2 цех – МИСС
1600
2
0,7
136
150
1577,3
1430,9
МСК
630
2
0,8
66
600
814,97
280,97
МОЛМАШ ТП-1
1000
2
0,8
98
600
861,49
359,49
МОЛМАШ ТП-2
630
1
0,9
39
75
282,1
246,1
АРЗ
400
2
0,77
40
150
370,87
260,87
ФСК
1000
2
0,8
98
900
1318,27
516,27
БиКЗ
630
13
0,7
364
2620
3853,44
1597,44
3 цех (элеватор)
1000
2
0,75
92
600
1011,07
503,07
МЭЗ
1600
2
0,8
138
600
1985,94
1523,94
4 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП
Учитывая наличие потребителей I и II категории надежности, принимаем к установке на ГПП два трансформатора.
Для определения номинальной мощности трансформаторов найдем среднюю нагрузку по суточному графику в соответствии с выражением
, (4.1)
Рассчитаем коэффициент y:
, (4.2)
где - стоимость 1 кВт×ч потерь энергии к.з.
Так как y > 0,1, то мощность трансформаторов выбирается по перегрузочной способности.
На графике выделим типовую часть из условия Sпик > Sср и определим коэффициент начальной нагрузки Кз и коэффициент перегрузки Кп' по формулам:
(4.3)
, (4.4)
где вместо принимаем среднее значение мощности .
Полученное значение меньше, чем 0,9 Кmax = 1,3, поэтому принимаем = 1,3 и корректируем продолжительность перегрузки по формуле:
(4.5)
Расчет показывает, что уточненные значения Н незначительно отличается от определенного Н’ по графику, поэтому в дальнейшем будем считать, что Н=14.
По полученным значениям = 0,59 и Н= 14 по графику [5] определяем допустимое значение перегрузки Кп = 1,05.
Определим номинальную мощность трансформатора в соответствии с формулой:
кВА (4.6)
На основании выполненного расчета принимаем к рассмотрению два варианта трансформаторов: вариант 1 – трансформаторы номинальной мощностью 16000 кВА, вариант 2 – с номинальной мощностью25000 кВА.
Проверим возможность перегрузки намеченных трансформаторов при выходе из строя одного из них.
Вариант 1. При отключении одного трансформатора мощностью 16000 кВА оставшийся в работе трансформатор сможет пропустить мощность, равную 1,4 SH = 1,4×16000 = 22400 кВА, т.е. 76% всей потребляемой районом мощности.
Коэффициент 1,4 учитывает допустимую предельную перегрузку трансформатора в аварийном режиме.
Вариант 2. При отключении одного трансформатора мощностью 25000 кВА оставшийся в работе может пропускать мощность, равную 1,4 SHТ2 = 1,4×25000 = 35000 кВА, т.е. всю потребляемую районом мощность.
5 Расчет токов короткого замыкания
5.1 Расчет токов короткого замыкания в электроустановках
выше 1000 В
Питание потребителей осуществляется от системы бесконечной мощности.
Расчет выполнен в базисных единицах. Принимаем за базисные единицы номинальную мощность трансформатора районной подстанции МВА и Иб=115 кВ.
Находим базисный ток:
кА (5.1)
Составляем схему замещения и нумеруем ее элементы в порядке их расположения от системы бесконечной мощности в направлении к точкам к.з.
Определяем в соответствии с таблицей сопротивления элементов схемы замещения в базисных единицах.
Трансформатор Т1
(5.2)
(5.3)
линия ВЛ-110
(5.4)
где - протяженность линии, км.
К расчету токов к.з.
SC = ∞
Xc = 0
220 кВ
125 МВА
220/110
DPк = 315 кВт
Ur = 11%
115 кВ
ВЛ
ry= 0, 26 Ом/км
xy = 0,4 Ом/км
К1
115 кВ
25 МВА
110/10
DPк = 120 кВт
Ur = 10,5%
К2
10,5 кВ
КЛ
ry= 0,320 Ом/км
xy = 0,08 Ом/км
К3
10,5 кВ
1,6 МВА
DPк = 18 кВт
Ur = 5,5%
К1
К2
К3
Рисунок 1 – Расчетная схема
Рисунок 2 – Схема замещения
(5.5)
где xуд – удельное реактивоное сопротивление на 1 км длины линии Ом/км;
- активное сопротивление на 1 км длины линии, определяемое как
(5.6)
где - удельная проводимость проводов, принимаемое равным 32 м/Ом×мм2 по справочным данным;
- сечение проводов, равное 120 мм2. Тогда
Ом/км
Суммарное сопротивление для точки К1
Т.к. , активное сопротивление не учитывается.
Таким образом
кА (5.7)
Ударный ток в рассматриваемой точке составит
кА, (5.8)
где - ударный коэффициент.
Для точки короткого замыкания принимаем Uб=10,5 кВ, Sб=125 МВА
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32
