Выбор мощности трансформаторов ГПП.

Вариант 1. Компенсация реактивной мощности на стороне 10 кВ.

Выбор номинальной мощности трансформаторов ГПП производиться на основании полной расчётной мощности предприятия.

, (4.4)

где Q_эн – реактивная мощность, передаваемая энергосистемой.

Реактивная мощность передаваемая энергосистемой определяется по расчётному коэффициенту мощности устанавливаемому энергосистемой, кВАр.

(4.5)

где tgw 0,27 при 35 кВ

0,31 при 110кВ

0,42 при 220 кВ.

Если после компенсации реактивной мощности на стороне 0,4 кВ то компенсацию реактивной мощности необходимо производить и на шинах 6-10 кВ. Мощность трансформатора ГПП определяется по условию:

,

где S_н.т. – номинальная мощность трансформатора;

N – количество трансформаторов ГПП.

В аварийном режиме оставшийся в работе трансформатор необходимо проверить на допустимую перегрузку при условии ограничения нагрузки потребителей.

,

где S`_p – расчётная нагрузка предприятия с учётом возможного ограничения потребителей третьей категории.

Вариант 2. Без компенсации реактивной мощности на стороне 10 кВ.

Принимаем второй вариант, тогда S_н.т.³0,7×S_S

4.2.3. Выбор сечений проводов питающей линии.

Передача электроэнергии от источника питания ГПП осуществляется воздушными или кабельными линиями.

Выбор сечений линии осуществляется по расчётному току в нормальном режиме:

,

где U_H – номинальное напряжение ГПП;

S_P – расчётная мощность ГПП со стороны питающей линии;

N – количество цепей линии;

DР_Т – активная составляющая потерь в трансформаторах ГПП, кВт;

DQ_Т – реактивная составляющая потерь в трансформаторах ГПП, кВАр;

Выбор сечения проводов и кабелей производится по экономической плотности тока:

где f_эк – экономическое сечение проводов;

J_эк – экономическая плотность тока.

Выбираем ближайшее большее стандартное сечение с учётом минимального сечения по условиям короны для данного напряжения и проверяется на нагрев при аварийном режиме I_АВ£I_доп.

4.2.4. Технико-экономические расчёты.

В силу того, что величина рационального напряжения, определенного по (4.1)
практически всегда отличается от, то к рассмотрению целесообразно принять
варианты со значениями номинальных напряжений ближайших большего и
меньшего рациональному. Если рациональное напряжение отличается от
ближайшего номинального не более чем на 10%, то выполняется технико--
экономический расчет только для одного варианта.

При рассмотрении нескольких вариантов электроснабжения выбор рабочего
варианта основывается на минимуме приведенных затрат.

З=Е_н×К+И+У(М₀) (4.13)

где Е_н – нормативный клэффициент экономической эффективности, принимается равным 0,12;

К – единовременные капитальные вложения, тыс.р.;

И – ежегодные издержки в тыс.р.;

У(М₀) – математическое ожидание от недоотпуска электроэнергии, тыс.р.

Так как ущерб в вариантах одинаков, в технико-экономических расчётах его можно не учитывать.

Капитальные вложения (К) – это основные затраты на строительство новых электроэнергетических объектов, расширение и реконструкция действующих, приобретение электрооборудования, затрат на его доставку и монтаж.

Ежегодные эксплуатационные расходы (И) (тыс.р./год), определяются затратами на потери электроэнергии (И₁), на амортизацию (И_А), на текущий ремонт и содежание обслуживающего персонала (И_э);

И=И₁+И_а+И_э,

Стоимость потерь электроэнергии в рассматриваемой сети определяется из:

И_n=С₀×DW_a,

где С₀ – стоимость электроэнергии (принимаем 0,016 рую/кВт.ч) или задаётся;

DW_a – годовые потери электроэнергии, кВт.ч.;

,

где t_а­ – число часов максимальных потерь, ч;

Т_м – чаисло часов использования максимума нагрузки, ч;

R₀ – расчётное активное сопротивление 1 км проводника линии, Ом/км;

L – длинная линии, км;

Одним из факторов, влияющих на уменьшение потерь от короны, является увеличение сечения провода воздушной линии. По этому при выборе проводов воздушных линий напряжением 35 кВ и выше из условия допустимых потерь на корону следует принимать сечение не ниже:

АС-70/4 – для линий напряжением 35 и 110 кВ;

АС-240/21,6 – для линий 220 кВ.

Ежегодные амортизационные расходы определяются из:

,

где a_а – нормативный коэффициент отчислений на обслуживание (%);

Если рассматриваемые варианты экономически одинаковы (приведённые затраты отличаются менее чем на 5%) то, следует отдать предпочтение варианту с лучшими качественными техническими показателями, т.е. к принятого варианта должно быть:

- более высокое номинальное напряжение сети для учёта перспективного развития;

- меньшее число ступеней трансформации с меньшими потерями электроэнергии и напряжения, более высокое качество электроэнергии и т.д.

Принимаем U_н=35 кВ (S_SБ10 МВА)

Выбираем S_нт=6300 кВА

ТМН-6300/35

DР_хх=8 кВт;

DР_кз=46,5 кВт;

I_х=0,8%;

U_к=7,5%;

К=21,2 тыс.руб.

Принимаем две одноцепные линии на стальных опорах:

АС-95/16

Х₀=0,421 Ом/км;

R₀=0,306 Ом/км;

I_доп=390 А > I_max;

К₀=2×16=32 тыс.руб./км

где S_РП=S_S=8830 кВА

5. Расчёт токов короткого замыкания в сетях СЭС ПП.

5.1. Основные условия и допущения.

Основной причиной нарушения нормального режима роботы системы
электроснабжения является возникновение КЗ в сети или в элементах
электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных
действий обслуживающего персонала.

При возникновении КЗ имеет место увеличение токов в фазе системы
электроснабжения или электроустановок по сравнению с их значением в
нормальном режиме работы. В свою очередь, это вызывает снижение напряжений в
системе, которое особенно велико вблизи места КЗ,

Расчет токов КЗ с учетом реальных характеристик и действительных режимов
работы всех элементов системы электроснабжения сложен. Поэтому для решения
большинства практических задач вводят допущения, которые не вносят в
результаты расчетов существенных погрешностей, а именно:

- не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания,
входящих в расчетную схему;

- трехфазная сеть считается симметричной;

- не учитываются токи нагрузки элементов сети;

- не учитываются емкости, а следовательно, и емкостные токи в воздушной и
кабельной сетях;

- не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать
постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов
короткозамкнутой цепи;

- не учитываются токи намагничивания трансформаторов;

- не учитывают активное сопротивление сети, если выполняется условие где и
суммарное активное и реактивное сопротивления элементов систем от источника
питания до точки КЗ;

- при определении тока КЗ учитывают подпитку от двигателей высокого
напряжения: подпитку от синхронных двигателей учитывают как в ударном, так и в
отключаемом токе КЗ; подпитку от асинхронных двигателей - только в ударном токе
КЗ.

5.2. Точки расчёта тока короткого замыкания.

В зависимости от мощности источника питания предприятия при расчетах
токов КЗ выделяют два характерных случая:

- КЗ в цепи, питающейся от системы бесконечной мощности;

- КЗ вблизи генератора ограниченной мощности;

Системой бесконечной мощности условно считают источник, напряжение на шинах которого остается практически неизменным при любых изменениях тока в
подключенной к нему цепи.

Расчетными точками КЗ в данной работе принимаются шины высокого
напряжения и шины низкого напряжения ГПП предприятия.

5.3. Схемы для расчёта токов короткого замыкания.

Для расчёта КЗ составляют расчётную схему системы электроснабжения и на её основе схему замещения. Расчётная схема представляет собой упрощённую однолинейную схему, на которой указывают все элементы системы внешнего электроснабжения и их параметры, учитываемые при расчётах тока КЗ. Здесь же указывают точки, в которых необходимо определить ток КЗ. Схема замещения представляет собой электрическую схему, соответствующую расчётной схеме, в которой все элементы системы внешнего электроснабжения представлены сопротивлениями.

Рис. Расчётная схема.

Рис. Схема замещения.

Все сопротивления подсчитывают в именованных (Ом) или относительных единицах. Для расчёта сопротивлений задаются базовыми величинами напряжением и мощностью.

В качестве базисного напряжения принимают номинальное напряжение той ступени, на которой имеет место КЗ (=6,3; 10,5; 21; 37; 115; 230 кВ).

За базисную мощность принимают мощность одного трансформатора ГПП или некоторую условную единицу мощности, например 100 или 1000 МВА.

Х_с – задаётся в задании на курсовой проект приведённая к мощности энергосистемы (S_c).

5.4. Последовательность расчёта токов КЗ.

- Выбираются базисные мощность и напряжение;

- Выполняется расчёт сопротивления линии (о.е.);

- Выполняется расчёт сопротивления трансформатора (о.е.):

- Рассчитывается ток короткого замыкания:

,

Системы электроснабжения современных промышленных предприятий характеризуются разветвлённой сетью 6-10 кВ с двигательной нагрузкой при расчёте ток КЗ в подобных установках токи подпитки от двигателей могут быть значительными и в ряде случаев происходить ток КЗ от системы.

При расчёте тока КЗ с учётом двигателей определяются лишь начальные значения периодических составляющих тока КЗ без учёта их сдвига по фазе.

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ синхронного двигателя без учёта его внешнего сопротивления, когда за базисные условия принимаются его номинальный ток и напряжение, рассчитывается по формуле:

где Х”_d – сверхпереходное сопротивление, отн.ед.;

Е”₀ – сверхпроводная ЭДС в начальный момент КЗ, отн.ед.;

I_н – номинальный ток двигателя.

Величина Е”₀ определяется с учётом того, что, двигатель работал в номинальном режиме с перевозбуждением.

где cosF – номинальный коэффициент мощности двигателя в режиме перевозбуждения.

Ударный ток КЗ синхронного двигателя:

где К_уд – ударный коэффициент, принимаем 1,8.

Ударный ток в точке КЗ вычисляется арифметическим суммированием ударных токов двигателей и ударного тока короткого замыкания.

В сети напряжением до 1000 В на величину тока КЗ весьма существенно влияет активное сопротивление таких элементов как сборные шины, трансформаторы тока, отключающие токовые катушки автоматов и других аппаратов, а также сопротивления различных контактынх сопротивлений.

Так как величины активного сопротивления соизмеримы с реактивным, то расчёт токов КЗ в установках до 1000 В производится по полному сопротивлению.

В курсовом проекте расчёт токов КЗ ведётся для одной наиболее мощной ЦТП и выбирается аппаратура и шины на стороне до 1000 В.

5.5. Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанций энергосистемы и на вводе ГПП и ЦТП.

Выбор выключателей производится по следующим параметрам:

по номинальному напряжению:

U_уст £ U_ном,

по длительному току:

I_{раб.утяж} £ I_ном,

где - рабочий ток выключателя в наиболее тяжёлом режиме.

по номинальному току электродинамической ёмкости:

- симметричному:

I_по £ I_дин,

- ассиметричному:

по номинальному току отключения:

- симметричному:

I_nt £ I_{отк.ном.},

Если условие I_nt £ I_{отк.ном.} соблюдается, а I_a,t > I_a,ном, то допускается проверка по отключающей способности производить по полному току КЗ:

где b_н – процентное содержание апериодической составляющей в токе короткого замыкания. Определяется по зависимости b_н=f(t), здесь t=t_з.мин+t_В – время от начала замыкания до отключения выключателя; t_з.мин=0,01 с – минимальное время действия релейной защиты; t_В – собственное время отключения выключателя по каталогу;

по номинальному импульсу квадратичного тока (термической стойкости).

Паспортные данные для выключателя I_H, I_дин, I_отк, I_тер, t_тер, t_B приведены в справочниках.

Разделители выбираются по нормальному напряжению (U_c £ U_н), нормальному длительному току (I_{раб.утяж} £ I_дин), а в режиме короткого замыкания повторяются по электродинамической (I_{уд.макс} £ I_дин) и термической (В_к £ В_к.доп) стойкости. Паспортные данные указанных аппаратов приведены в справочнике.

Для защиты оборудования ГПП от перенапряжений выбираются ОПН.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: