3. Проектирование схемы внешнего электроснабжения

   1. Выбор рационального напряжения связи предприятия с электроэнергетической системой (ээс)

Т.к. согласно исходным данным используется для питания предприятия напряжение 35 или 110 кВ, то целесообразно установить ГПП 35/6 или ГПП 110/6 кВ.

Выбор желаемого напряжения ЛЭП или кабельной линии произведем по формуле Илларионова:

, (3.1)

где l = 9 км – длина линии, Р = 31,4/2 = МВт – передаваемая активная мощность по одной из двух цепей питающей линии в нормальном режиме (см. табл.2.6).

Поскольку питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы на напряжении 35 или 110 кВ, то выбираем стандартное значение номинального напряжения (запитываем предприятие на напряжении 110 кВ):

U_ном = 110 кВ.

2. Определение расчетной мощности на границе балансового разграничения с энергосистемой

В соответствии с п.8.14 [17] выбор мощности трансформаторов ГПП следует производить по математическому ожиданию расчетной нагрузки на границе балансового разграничения с энергосистемой. Данные расчетные величины представлены в табл. 2.6.

3. Определение мощности средств компенсации реактивной мощности (крм)

В начале линии 110 кВ коэффициент реактивной мощности tgφ меньше предельногоtgφ_пред= 0,5 для сетей 110 кВ, следовательно, достаточно ККУ в сети 0,4 кВ, определенных в п. 2.4.

4. Выбор мощности трансформаторов гпп с учетом мощности устанавливаемых средств крм

Математическое ожидание полной расчетной нагрузки определено в табл. 2.6. Мощность трансформаторов ГПП выбирается по формуле

МВА,

где - математическое ожидание полной расчетной нагрузки, кВА; К_з - коэффициент загрузки трансформаторов;n_т – число трансформаторов.

кВА.

Таким образом, можно выбрать два трансформатора ТДН-25000/110.

5. Разработка схем ввода электроэнергии на территорию предприятия с выбором места расположения гпп или црп

Намечаем возможные схемы внешнего электроснабжения. Аппаратура и оборудование подстанций (ГПП, ПГВ, РП) выбирается ориентировочно, исходя из рассчитанной электрической нагрузки предприятия. Возможные схемы ввода электроэнергию на территорию завода представлены на рис.3.1 и рис.3.2.

Для предприятий большой мощности целесообразней применить схему (рис.3.2) с установкой ГПП, и, поскольку имеется возможность установки ГПП при питании от сети напряжением 110 кВ, поэтому для электроснабжения завода применяем схему (рис.3.2) при питании от напряжения 110 кВ (ВН подстанции энергосистемы). ГПП 110/6 кВ устанавливаем в ЦЭН предприятия (см. чертежи).

6. Определение результирующей нагрузки на границе балансового разграничения с энергосистемой при учете потерь в трансформаторах гпп

Потери мощности в трансформаторах двухтрансформаторной ГПП достаточно точно можно определить по выражениям:

Тогда расчетная полная мощность предприятия со стороны высшего напряжения трансформаторов ГПП будет равна:

7. Выбор сечения линии связи предприятия с ээс

Определяем сечения линий связи предприятия с ЭЭС.

В режиме максимальных нагрузок:

В послеаварийном режиме:

В соответствии с нормами технологического проектирования (1-я редакция) НТП ЭПП-94 пунктом 7.9.1 для 2-сменных предприятий (в нашем случае) Tм следует принимать 3600 ч.

Сечения проводов ЛЭП и сечения кабелей в сетях выше 1000 В выбираются по экономической плотности тока, соответствующее режиму максимальных нагрузок:

, (3.8)

где I_М – расчетный ток одной линии в нормальном режиме работы, т.е. увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети не учитывается;

j_эк – экономическая плотность тока для заданных условий работы.

По [1, табл.1.3.36] для алюминиевых неизолированных проводов экономическая плотность тока равна:

j_эк = 1,1 А/мм².

По формуле (3.8) находим:

.

Ближайшее стандартное для 110 кВ сечение (с учетом условия коронирования) – 95 мм². По [9] выбираем сталеалюминиевый провод АС-95 с допустимым током нагрузки 330А.

Фактический длительный ток нагрева в послеаварийном режиме (когда отключается одна из параллельных цепей) равен 182 А, следовательно выбранное сечение проходит по допустимому току нагрева в рабочих режимах: 182 < 330 А.

Проверке по потерям напряжения воздушные линии 35 кВ и выше не подлежат, так как повышение уровня напряжения путем увеличения сечения проводов по сравнению с применением на понижающих подстанциях трансформаторов с РПН, экономически не оправдано [13].