Разработка схемы электроснабжения предприятия и расчет распределительной сети напряжением свыше 1кВ

Дипломная работа - Физика

Другие дипломы по предмету Физика

ьные потери активной мощности в батареях конденсаторов, принимаемые для БНК до 1 кВ ру=0,004 кВт/квар;

Тгод - число часов работы (включения) КУ за год, ч.

 

, (9.16)

 

где ro - удельное активное сопротивление кабельной линии Ом/км.

По (9.3.14) потери активной энергии в конденсаторной установке равны:

 

кВтч.

 

Для определения потери энергии в трансформаторах можно воспользоваться результатами расчетов в п.4.

 

 

Результаты расчета потерь в кабельных линиях сводим в таблицы 9.8 и 9.9.

 

Таблица 9.8

Потери мощности в кабельных линиях первого варианта

№ ТП по плануДлина, кмМарка кабеляRо, Ом/кмIрл, А?Wл, кВтчГПП-РП5АСБ-10 (3х120) 0,261143,77242767,7РП-Т1 ТП10,095ААШвУ-10 (3х35) 0,89451,752047,03РП-ТП30,028ААШвУ-10 (3х50) 0,62565,33672,2РП-Т2 ТП10,095ААШвУ-10 (3х35) 0,89451,752047,03РП-ТП20, 192ААШвУ-10 (3х35) 0,89456,965012,12ТП1-ТП40, 202ААШвУ-10 (3х35) 0,89423,81029,8ТП3-ТП60,023ААШвУ-10 (3х35) 0,89431,3181,3ТП1-ТП40, 202ААШвУ-10 (3х35) 0,89423,81029,8ТП2-ТП50,096ААШвУ-10 (3х35) 0,89423,9441,2Всего255228,2

Таблица 9.9

Потери мощности в кабельных линиях второго варианта

№ ТП по плануДлина, кмМарка кабеляRо, Ом/кмIрл, А?Wл, кВтчГПП-РП5АСБ-10 (3х120) 0,261143,77242767,7РП-Т1 ТП10,078ААШвУ-10 (3х16) 1,9524,25805,0РП-Т1 ТП40,229ААШвУ-10 (3х16) 1,9525,062523,9РП-Т2 ТП10,078ААШвУ-10 (3х16) 1,9524,25805,0РП-Т2 ТП40,229ААШвУ-10 (3х16) 1,9525,062523,9РП-ТП60,025ААШвУ-10 (3х50) 0,62563,27187,6РП-ТП20,149ААШвУ-10 (3х35) 1,2556,965438,5ТП3-ТП60,023ААШвУ-10 (3х25) 0,89431,3172,2ТП2-ТП50,081ААШвУ-10 (3х16) 1,9523,9812,0Всего255848,2

Суммарные годовые потери энергии дл двух вариантов равны:

 

?Wгод1=112034,7+21280+255228,2=388542,9 кВтч;

?Wгод2=112034,7+21280+255848,2=389162,9 кВтч.

 

Определим амортизационные, эксплуатационные и издержки на потери по следующим выражениям:

 

руб. /кВтгод;

млн. руб.;

млн. руб.;

млн. руб.;

млн. руб.,

млн. руб.;

млн. руб.

 

Определим суммарные издержки для двух вариантов:

 

млн. руб.; млн. руб.;

 

Посчитаем приведенные затраты для двух вариантов:

 

млн. руб.;

млн. руб.

 

Разница составляет 1,03%, поэтому варианты можно считать равноценными. Предпочтение отдаем первому варианту и в дальнейшем будет рассматриваться он.

Расчет токов короткого замыкания

Вычисление токов КЗ производится с целью [1]:

  1. Выбора электрических аппаратов.
  2. Проверки устойчивости элементов схемы при электродинамическом и термическом действии токов КЗ.
  3. Расчета релейной защиты.

Расчетным видом КЗ является трехфазное, т.к. при нем обычно получаются большие значения сверхпереходного и ударного токов, чем при двухфазном и однофазном. Расчет токов КЗ должен рассчитываться на сборных шинах ГПП и РП.

 

Рис.10.1 Схема питания завода

 

Завод получает питание от ГПП на напряжении 10 кВ, расположенной на расстоянии 5 км, на которой установлены два трансформатора ТРДН-40000/110 мощностью 40 МВА, Uк=10,5%. На удалении 30 км от ГПП расположена ТЭЦ с двумя генераторами ТВВ-160-2ЕУ3 (Pн=160 МВт, cosj=0,85, Xd=0,213), подключенных к сети 110 кВ через трансформаторы ТДЦ-250000/110, Uк=10,5%. На расстоянии 160 км расположена ГРЭС, на которой установлены четыре генератора ТГВ-300-2У3 (Pн=300 МВт, cosj=0,85, Xd=0, 195), подключенные с помощью трансформаторов ТДЦ-400000/110, Uк=10,5%. На основании приведенных данных производим расчет токов короткого замыкания в двух точках: К1 (на шинах ГПП) и К2 (на шинах РП).

 

Рис.10.2 Схема для расчета токов КЗ

 

Для вычисления токов КЗ составляем расчетную схему, включая все элементы, по которым протекают токи к выбранным точкам. По расчетной схеме составляем схему замещения, в которой каждый элемент заменяем своим сопротивлением. Генераторы, трансформаторы, высоковольтные линии и короткие участки распределительных сетей представляем индуктивными сопротивлениями. Расчет токов КЗ выполняем в относительных единицах, при котором все расчетные данные приводим к базисному напряжению и мощности.

Задаемся базисными условиями Sб = 100 МВА; Uб = 10,5 кВ.

 

; (10.1),

 

По [4] для турбогенераторов мощностью от 100 до 1000 МВт Е*=1,13.

Сопротивления генераторов ГРЭС находим по формуле:

 

, (10.2)

 

Сопротивления трансформаторов ГРЭС определяем по формуле:

 

(10.3)

.

 

Аналогично определяем сопротивления генератора и трансформатора на ТЭЦ:

 

.

 

Сопротивления воздушных и кабельных линий:

 

, (10.4)

 

где x0 - индуктивное сопротивление одного км линии, Ом/км (для воздушных линий 110 кВ x0=0,4 Ом/км, кабельных 10 кВ - x0=0,08 Ом/км);

l - длина линии, км.

 

.

 

Для трансформаторов с расщепленной обмоткой схема замещения состоит из двух лучей, сопротивление которых:

 

; (10.5)

 

Сопротивление кабельной линии ГПП-РП:

 

.

 

Рис.10.3 Схема замещения

 

Так как секционные выключатели на ГПП и ЦРП находятся в нормально отключенном состоянии, а генераторы на ГРЭС и ТЭЦ включены параллельно, то схема замещения принимает следующий вид.

 

Рис.10.4 Схема замещения

 

;

.

 

Рис.10.5 Схема замещения.

 

.

 

Рис.10.6 Схема замещения.

 

Ток установившегося КЗ на шинах 10 кВ ГПП:

 

(10.6),

 

Ударный ток на шинах 10 кВ ГПП:

 

, (10.7)

 

где kу - ударный коэффициент; по [4] для шин ГПП kу = 1,85, для шин ЦРП завода kу = 1,8.

 

 

После выбора кабеля производим его проверку на термическую стойкость.

 

, (10.8)

 

где Bk - тепловой импульс от тока КЗ, А2•с,