Выводы по разделу три

В этом разделе я выбрал несколько вариантов величины рационального напряжения и трансформаторов ГПП. Так как величина полученного рационального напряжения находится между стандартных существующих уровней напряжения 35 кВ и 110 кВ на подстанции энергосистемы, то расчет будем вести для обоих классов напряжений.

4 Внешнее электроснабжение предприятия

Для технико-экономического сравнения двухвариантов схем электроснабжениянеобходимо выполнить предварительные расчеты, которые проведем отдельно для каждого варианта.

Рисунок 4.1 – Схемы внешнего электроснабжения предприятия на

напряжение (а-35 кВ; б-110 кВ)

4.1 Потери электроэнергии в силовых трансформаторах гпп

Потери мощности в трансформаторах:

, (4.1)

где N=2 – число трансформаторов;

К_ЗН– коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме.

для 35 кВ кВт,

для 110 кВ кВт;

; (4.2)

для 35 кВ квар,

для 110 кВ квар.

Потери электрической энергии в трансформаторах

, (4.3)

где Т_Г=6400 ч – число часов в году;

 –годовое число часов максимальных потерь:

ч/год, (4.4)

где Т_М – годовое число часов использования получасового максимума активной

нагрузки: Т_М=4355 ч/год- для завода станкостроения (см. табл. 2-3 /1/).

Тогда:

для 35 кВ ,

для 110 кВ .

4.2 Расчет линии электропередачи от районной подстанции энергосистемы до гпп предприятия

Нагрузка в начале линии

(4.5)

для 35 кВ кВА,

для 110 кВ кВА.

Расчетный ток одной цепи линии

(4.6)

для 35 кВ А,

для 110 кВ А.

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

(4.7)

для 35 кВ А,

для 35 кВ А.

Сечение проводов линии находим по экономической плотности тока. Согласно /4/ j_Э=1,1 А/мм².

Тогда:

(4.8)

для 35кВ мм²,

для 110кВ мм².

Для линии напряжением 35 кВ выбираем провод марки АС-300/39, длительно допустимый ток согласно /4/ I_доп=710 А, удельные сопротивления  r₀=0,098 Ом/км; х₀=0,43 Ом/км (табл. 7-38 /5/).

Для линии напряжением 110 кВ по короне выбираем провод марки АС-120/19, длительно допустимый ток согласно /4/ I_доп=390 А, удельные сопротивления r₀=0,25 Ом/км; х₀=0,43 Ом/км (табл. 7-38 /5/).

Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме:

для 35 кВ I_ДОП=710 А > I_П=619,9 А,

для 110 кВ I_ДОП=390 А > I_П=204,8 А.

Потери активной энергии в проводах линии за год:

(4.9)

для 35 кВ ,

для 110 кВ .

4.3 Расчет токов короткого замыкания

Необходимо рассчитать токи короткого замыкания в начале отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы и на вводах ГПП.

Исходная схема питания предприятия и схема замещения для расчета токов короткого замыкания приведены на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1 – Схемы расчета токов короткого замыкания

Определим параметры схемы замещения. Примем базисную мощность S_Б=1000 МВА, базисное напряжениеU_Б=37 кВ для линии напряжением 35 кВ иU_Б=115 кВ для линии напряжением 110 кВ.

Сопротивление системы в относительных единицах:

, (4.10)

где S_КЗС– мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы,

МВА.

для 35 кВ ,

для 110 кВ .

Сопротивление воздушной линии:

, (4.11)

для 35 кВ ,

для 110 кВ .

Определим ток короткого замыкания в точке К₁(периодическая составляющаяI_Пtпринимается неизменной в течение всего процесса замыкания):

, (4.12)

для 35 кВ кА,

для 110 кВ кА.

Ударный ток короткого замыкания:

, (4.13)

где К_У=1,72 – ударный коэффициент /1,табл. 2-45/.

для 35 кВ кА,

для 110 кВ кА.

Найдем ток короткого замыкания в точке К₂.

Суммарное сопротивление:

, (4.14)

для 35 кВ ,

для 110 кВ ;

, (4.15)

для 35 кВ кА,

для 110 кВ кА.

Ударный ток короткого замыкания:

, (4.16)

где: К_У=1,8 /1,табл. 2-45/.

для 35 кВ кА,

для 110 кВ кА.

Мощность короткого замыкания:

, (4.17)

для 35 кВ МВА,

для 110 кВ МВА.