Проект системы электроснабжения оборудования для группы цехов Челябинского тракторного завода (стр. 4 из 17)
∆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) 
АСечение 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.