Расчет главной понизительной подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

I. Расчет электрических нагрузок и компенсирующих устройств

1.1 Расчет электрических нагрузок по методе коэффициента максимума

1.2 Расчет компенсирующих устройств

1.3 Построение годового графика электрических нагрузок

1.4 Выбор напряжения и сечения провода линии электропередач

II. Определения центра электрических нагрузок

2.1 Построение картограммы нагрузок

2.2 Определение центра электрических нагрузок

III. Выбор числа и мощности трансформаторов на ГПП

3.1 Выбор мощности и типа трансформаторов

3.2 Определение потерь мощности и энергии в трансформаторе за год

3.3 Технико-экономическое сравнение двух вариантов

3.4 Расчет регулировочных ответвлений на ГПП

3.5 Выбор схемы электроснабжения по условиям надежности и экономичности

IV. Расчет токов КЗ в установках напряжением выше 1кВ

4.1 Расчет базисных значений

4.2 Составление схемы замещения и определение расчетных величин

4.3 Упрощение схемы замещения

4.4 Упрощение схемы замещения к точкам КЗ

4.5 Расчет токов КЗ в точке К₁

4.6 Расчет токов КЗ в точке К₂

V. Выбор высоковольтной аппаратуры

5.1 Выбор высоковольтного выключателя

5.2 Выбор отделителя

5.3 Выбор разъединителя

5.4 Выбор короткозамыкателя

VI. Правила ТБ при производстве работ в действующих электроустановках промышленных предприятиях

Заключение

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Влияние системы электроснабжения на производственный процесс очень велико. Производственный процесс во многом определяется показателями системы промышленного электроснабжения и электроприводов, которые обеспечивают нормальный режим работы всего промышленного предприятия.

Системы электроснабжения промышленных предприятий обеспечивает электрической энергией промышленные потребители. Основными потребителями являются электроприводы различных машин и механизмов, электрическое освещение, электрические нагревательные устройства, в том числе электрические печи.

Работа всех приемников электроэнергии зависит от качества самой энергии. Качество электроэнергии и, в частности, например, отклонение напряжения вызывает изменение скорости движения электроприводов, что вызывает, в свою очередь, уменьшение или увеличение производительности промышленных механизмов.

При больших изменениях скорости механизмов возможен брак выпускаемого продукта, а также снижение качества продукта, а также полное прекращение его производства.

Основной проблемой современных систем промышленного электроснабжения является оптимизация систем. Она включает в себя следующие важнейшие задачи:

1) Выбор рационального числа трансформаций;

2) Выбор рациональных напряжений ;

3) Выбор рационального размещения подстанций;

4) Выбор числа и мощности трансформаторов;

5) Выбор рационального сечения проводов и жил кабелей;

6) Выбор рациональных средств компенсации реактивной мощности и их размещения.

Решение основной проблемы современных систем промышленного электроснабжения невозможно без решения проблемы надежности системы электроснабжения, определения допустимых перегрузок элементов систем электроснабжения автоматизации проектирования систем промышленного электроснабжения.

Автоматизация производственных процессов в сочетании с оптимизацией систем промышленного электроснабжения дает стране значительную экономию народнохозяйственных средств.

Большое значение имеет расчет электрических нагрузок, которые определяют выбор всех элементов проектируемой системы электроснабжения.

Специалисты в области электропривода должны быть достаточно полно информированы о влиянии системы промышленного электроснабжения на работу электроприводов производственных механизмов. В свою очередь специалисты в области промышленного электроснабжения также должны быть достаточно полно информированы и компетентны в выборе электрооборудования.

В настоящее время большинство потребителей электрической энергии получает ее от электростанций и электрических систем. Однако, промышленные предприятия весьма часто имеют и свои электростанции, расположенные, как правило, на территории данных предприятий.

В настоящее время особенно важным является вопрос о борьбе с непроизводительными потерями электроэнергии.

Длительные отключения напряжения вызывают значительный недовыпуск продукции. В случаях, если снижение напряжения достигает 15-20% и более, производительность промышленных предприятий падает катастрофически и предприятия выдают бракованную продукцию.

Дело в том, что по мере увеличения потребления электрической энергии необходимо, как правило, увеличить напряжение распределительных сетей промышленного и городского электроснабжения с тем, чтобы рационально доставлять электроэнергию потребителям.

Не менее важной проблемой является проблема рационального распределения электроэнергии в связи с ростом производственных мощностей. Существующие распределительные электрические сети 6-10 кВ, как воздушные так и кабельные, в силу низкой пропускной способности и больших потерь становятся тормозом в деле широкой электрификации городского, сельского быта и роста промышленных нагрузок, особенно в больших развитых городах.

Выход из создавшегося положения может быть найден в освоении и применения напряжения 20 кВ. выполненными расчетами доказано, что применения повышенных напряжений и, в частности, напряжения 20кВ вместо 6 кВ приводит к изменению потерь электроэнергии в распределительных сетях в 10 раз.

Кроме того, применение напряжения 20 кВ позволяет изменить существующее число трансформаций, что также дает дополнительную экономию электрической энергии не менее чем на 5-10% всей вырабатываемой электрической энергии. Применение напряжения 20кВ вместо 6-10 кВ позволяет не только увеличить в 3 раза пропускную способность распределительных сетей, но и соответственно сократить потребность в силовых трансформаторах, выключателях, аппаратуре, кабельной продукции и в цветной металлургии.

I. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

Правильное определение электрических нагрузок и обеспечение необходимой степени безопасности их питания имеет большое технико-экономическое значение. От этого зависят исходные данные для выбора всех элементов системы электроснабжения промышленного предприятия и денежные затраты при установке, монтаже и эксплуатации выбранного электрооборудования.

Расчетная нагрузка предприятия определяется не простым суммированием номинальных мощностей электроприемников. Расчетная максимальная мощность всегда меньше этой суммы.

Существующие ныне методы определения расчетных нагрузок проектируемых предприятий основаны на обработке экспериментальных и практических данных от электрических от электрических нагрузок действующих промышленных предприятий различных отраслей промышленности.

В настоящее время пользуются в основном двумя методами расчета электрических нагрузок: метод коэффициента максимума, метод коэффициента спроса.

1.1 Расчет электрических нагрузок по методу коэффициента максимума

Определяем номинальную мощность каждого цеха с учетом количества электроприемников

Р_{ном ц i} = (1.1)

Где, Р_{ном ц i} - номинальная мощность каждого цеха, кВт;

P_{ном i} - номинальная мощность электроприемника, кВт;

n - количество электроприемников, шт.

Р_{ном ц1} = 150 * 14 + 120 * 44 + 60 * 95 + 50 * 92 = 17680 кВт

Р_{ном ц2} = 80 * 86 + 50 * 90 + 30 * 85 = 13930 кВт

Р_{ном ц3} = 60 * 60 + 40 * 75 + 50 * 84 + 20 * 68 = 12160 кВт

Р_{ном ц4} = 50 * 82 + 45 * 45 + 25 * 54 + 20 * 80 = 9075 кВт

Р_{ном ц5} = 120 * 55 + 80 * 50 + 35 * 60 = 12700 кВт

Определяем номинальную мощность завода

Р_{ном з} = (1.2)

где, Р_{ном з} - номинальная мощность завода, кВт

Р_{ном з} = 17680 + 13930 + 12160 + 9075 + 12700 = 29458,3 кВт

Определяем среднюю нагрузку за наиболее загруженную смену

P_см = K_ui (1.3)

Где, P_см - активная мощность смены цеха, кВт

K_ui - коэффициент использования электроприемников

P_{см ц1} = 150 * 14 * 0,20 + 120 * 44 * 0,2 + 60 * 95 * 0,21 + 50 * 92 * 0,35 = 4283 кВт

P_{см ц2} = 80 * 86 * 0,19 + 50 * 90 * 0,3 + 30 * 85 * 0,3 = 3422,2 кВт

P_{см ц3} = 60 * 60 * 0,21 + 40 * 75 * 0,28 + 50 * 84 * 0,32 + 20 * 68 * 0,25 = 3280 кВт

P_{см ц4} = 50 * 82 * 0,20 + 45 * 45 * 0,22 + 25 * 54 * 0,25 + 20 * 80 * 0,24 = 1987 кВт

P_{см ц5} = 120 * 55 * 0,25 + 80 * 50 * 0,24 + 35 * 60 * 0,3 = 3240 кВт

Определяем групповой коэффициент использования

P_{см ц}/P_{ном ц} (1.4)

К_{u ц1} = 4283/17680 = 0,24

К_{u ц2} = 3422,2/13930 = 0,24

К_{u ц3} = 3280/12160 = 0,27

К_{u ц4} = 1987/9075 = 0,22

К_{u ц5} = 3240/12700 = 0,25

Определяем эффективное число электроприемников

N_э = 2? / Р_{ном max} (1.5)

Р_{ном max} = номинальная мощность наибольшего электроприемника, кВт

N_э - эффективное число электроприемников

N_{э ц1} = 2*17680/150=235,73

N_{э ц2} = 2*13930/80=348,25

N_{э ц3} = 2*12160/60=405,3

N_{э ц4} = 2*9075/50=363

N_{э ц5} = 2*12700/120=211,66

К_mц1 - К_mц5 =24,07

Определяем tg ц

tg ц = (1.6)

где, tg ц - угол соответствующий коэффициенту мощности

cos ц - коэффициент мощности

цех1

tg ц_A =

tg ц_{Б =}

tg ц_{В =}

tg ц_Г =

цех2

tg ц_A =

tg ц_{Б =}

tg ц_{В =} -1 = 1,3

цех3

tg ц_A =

tg ц_Б =

tg ц_В =

tg ц_Г =

цех4

tg ц_A =

tg ц_Б =

tg ц_В =

tg ц_Г =

цех5

tg ц_A =

tg ц_Б =

tg ц_В =

Рассчитываем реактивную мощность приемников электроэнергии

Q_ном= Р_ном*tg ц (1.7)

где, Q_ном - реактивная мощность приемников электрической энергии

Цех 1

Q_номА = 150 * 1,37 = 205,5 кВар

Q_номБ = 120 * 0,7 = 84 кВар

Q_номВ = 60 * 1,7 = 102 кВар

Q_номГ = 50 * 0,7 = 35 кВар

Цех 2

Q_номА = 80 * 1,04 = 83,2 кВар

Q_номБ = 50 * 0,56 = 28 кВар

Q_номВ = 30 * 1,3 = 39 кВар

Цех 3

Q_номА = 60 * 0,78 = 46,8 кВар

Q_номБ = 40 * 0,49 = 19,6кВар

Q_номВ = 50 * 0,78 = 39 кВар

Q_номГ = 20 * 1,04 = 20,8 кВар

Цех 4

Q_номА = 50 * 0,4 = 20 кВар

Q_номБ = 45 * 0,4 = 18 кВар

Q_номВ = 25 * 0,5 = 12,5 кВар

Q_номГ = 20 * 0,2 = 4кВар

Цех 5

Q_номА = 120 * 0,56 = 67,2 кВар

Q_номБ = 80 * 0,56 = 44,8 кВар

Q_номВ = 35 * 0,35 = 12,25кВар

Находим номинальную реактивную нагрузку цехов

Q_{ном ц}= ? Q_ном* (1.8)

Q_{ном ц1} = 205,5 * 14 + 84 * 44 + 102 * 95 + 35 * 92 = 19483кВар

Q_{ном ц2} = 83,2 * 86 + 28 * 90 + 39 * 85 = 12990,2 кВар

Q_{ном ц3} = 46,8 * 60 + 19,6 * 75 + 39 * 84 + 20,8 * 68 = 8968,4 кВар

Q_{ном ц4} = 20 * 82 + 18 * 45 + 12,5 * 54 + 4 * 80 = 3445 кВар

Q_{ном ц5} = 67,2 * 55 + 44,8 * 50 + 12,25 * 60 = 6671 кВар

Определяем номинальную реактивную мощность завода

Q_{ном з} = ? Q_{ном зi} (1.9)

Q_{ном з} = 19483 + 12990,2 + 8968,4 + 3445 + 6671 = 51557,6 кВар

Определяем кратность мощностей

m = (1.10)

m₁ = 150/50=3

m₂ = 80/30=2,6

m₃ = 60/20=3

m₄ = 50/20=2,5

m₅ = 120/35=3,4

Определяем активную осветительную нагрузку цехов

Данное освещение выполнено лампами ДРЛ

P_{осв ц} = P_{ном ц} * cosц_осв (1.11)

P_{осв ц1} = 17680 * 0,07 = 1237,6 кВт

P_{осв ц2} = 13930 * 0,07 = 975,1 кВт

P_{осв ц3} = 12160 * 0,07 = 851,2кВт

P_{осв ц4} = 9075 * 0,07 = 635,25кВт

P_{осв ц5} = 12700 * 0,07 = 889кВт

Рассчитываем tgц освещения

tgц = = 1,02

Определяем реактивную осветительную нагрузку цехов.

Q_{осв ц} = P_{осв ц} * tgц_осв (1.12)

Q_{осв ц1} = 1237,6 * 1,02 = 1262,35 кВар

Q_{осв ц2} = 975,1 * 1,02 = 994,6 кВар

Q_{осв ц3} = 851,2 * 1,02 = 868,2 кВар

Q_{осв ц4} = 635,25 * 1,02 = 647,95 кВар

Q_{осв ц5} 889 * 1,02 = 906,78 кВар

Определяем среднюю реактивную мощность за наиболее загрузочную смену

Q_{см ц} = 1,1(?Q_ном *n_i*K_ui) (1.13)

Q_смц1 = 1,1(205,5 * 14 * 0,20 + 84 * 44 * 0,2 + 102 * 95 * 0,21 + 35 * 92 * 0,35) = 4476,5кВар

Q_смц2 = 1,1(83,2 * 86 * 0,19 + 28 * 90 * 0,3 + 39 * 85 * 0,3) = 3420,89кВар

Q_смц3 = 1,1(46,8 * 60 * 0,21 + 19,6 * 75 * 0,28 + 39 * 84 * 0,32 + 20,8 * 68 * 0,25) = 2643,52кВар

Q_смц4 = 1,1(20 * 82 * 0,20 + 45 * 45 * 0,22 + 25 * 54 * 0,25 + 20 * 80 * 0,24) = 1987кВар

Q_смц5 = 1,1(67,2 * 55 * 0,25 + 44,8 * 50 * 0,24 + 12,25 * 60 * 0,3)= 1850,31кВар

Определяем максимальную активную нагрузку цехов

P_mц=P_смц*K_mц+Р_осв (1.14)

P_mц1=4283 * 1,08 + 1237,6 = 5863,24 кВт

P_mц2=3422,2 * 1,08 + 975,1 = 4671,07 кВт

P_mц3=3280 * 1,08 + 851,2 = 4393,6 кВт

P_mц4=1987, * 1,08 + 635,25 = 2781,21 кВт

P_mц5=3240 * 1,08 + 889 = 4388,2 кВт

Определяем максимальную активную нагрузку завода

Р_mз=?Pmц (1.15)

Р_mз=5863,24+ 4671,07 + 4393,6 + 2781,21 + 4388,2 = 29458,3 кВт

Определяем максимальную реактивную нагрузку цехов

Q_mц=Q_смц*K_mц+Q_освц (1.16)

Q_mц1=4476,5 * 1,08 + 1262,5 = 6097,12 кВар

Q_mц2=3420,89 * 1,08 + 994,6 = 4689,1 кВар

Q_mц3=2855,0016 * 1,08 + 868,2 = 3951,60кВар

Q_mц4=826,9 * 1,08 + 647,95 = 1541 кВар

Q_mц5=1850,31 * 1,08 + 906,78 = 2959,1 кВар

Определяем максимальную реактивную нагрузку завода

S_mц= (1.17)

S_mц1==8458,8 кВА

S_mц2==4689,1 кВА

S_mц3==5909,22 кВА

S_mц4==3179,6 кВА

S_mц5==2959,1 кВА

Определяем полную максимальную нагрузку завода

S_mз=?S_mц (1.18)

S_mз=8458,8 + 4689,1 + 5909,22 + 3179,6 + 2959,1 = 29298,66кВА

1.2 Расчет компенсирующих устройств

Одним из основных вопросов, решаемых при проектировании и эксплуатации систем промышленного электроснабжения, является вопрос о компенсации реактивной мощности, включающий расчет и выбор компенсирующих устройств, их регулировании и размещение на территории предприятия.

Количественные и качественные изменения, происходящие в промышленном электроснабжении за последние годы, придают этому вопросу особую значимость. Так, в настоящее время прирост потребления реактивной мощности существенно превышает прирост потребления активной. Все большую долю в общем объеме суммарных нагрузок занимают приемники с нелинейными характеристиками и повышенным потреблением реактивной мощности. В этих условиях установка конденсаторных батарей, наиболее широко применяемых для компенсации реактивной мощности, не всегда эффективна, так ограничена их чувствительность к высшим гармоникам.

При выборе оптимального варианта компенсирующих устройств следует исходить не из ведомственных интересов и инструкций, а из технико-экономических расчетов и обоснований. Поэтому не может быть готовых универсальных рекомендаций, и нормируемые показатели следует корректировать и проверять в каждом конкретном случае.

Определение cosц завода

Cosц=P_mз/S_mз (1.19)

Cosц=29488,3/29298,66 = 1,006

Определение мощности компенсационного устройства

Q_ук= P_mз(tgц1-tgц2)Ј (1.20)

tgц1=

tgц1= = 0,8

tgц2= (1.21)

tgц2= = 0,329

Q_ук=22097,32* (0,8 - 0,329) * 0,9 = 9367,05 кВар

Выбираем 3 батарей УКЛ-10,5-2700 и 1 батарею УКЛ-10,5-1350

Принимаем мощность компенсирующего устройства равную

Q_ук=3 * 2700 + 1 * 1350 = 9450 кВар

Находим расчетную мощность завода.

S_pз= (1.22)

S_pз= = 24202,01кВА

1.3 Построение годового графика электрических нагрузок

Графики нагрузок подразделяются на индивидуальные - для отдельных приемников электрической энергии, и групповые - для группы электроприемников электроэнергии.

Индивидуальные графики нужны для определения нагрузок мощных приемников электроэнергии. При проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий используются, как правило, групповые графики нагрузок. Графики нагрузок всего промышленного предприятия дают возможность определить потребление активной и реактивной энергии предприятием, правильно и рационально выбрать питающие предприятие источники тока, а также выполнить наиболее рациональную схему электроснабжения.

По продолжительности различают суточные и годовые графики нагрузок предприятия. Каждая отрасль промышленности имеет свой характерный график нагрузок, определяемый техническим процессом производства.

Построение годового графика электрических нагрузок

Данное построение ведется по суточному графику электрических нагрузок

100%=2*365=730

90%=2*365=730

80%=2*365=730

70%=4*365=1460

50%=2*365=730

40%=6*365=2190

30%=2*365=730

20%=4*365=1460

Годовой график электрических нагрузок

Определяем время использования наибольшей нагрузки

T_max=W_{а год}/P_m=?(P_i*t_i)/P_m/ч (1.25)

T_max=(1 * 730 * 21654,54 + 0,9 * 730 * 21654,54 + 0,8 * 730 * 21654,54 + 0,7 * 1460 * 21654,54 + 0,6 * 730 * 21654,54 + 0,5 * 730 * 21654,54 + 0,3 * 2190 * 21654,54 + 0,2 * 1460 * 21654,54)/21654,54 = (15807814,2 + 14227032,78 + 1266251,36 + 22130939,88 + 9484688,52 + 7903907,1 + 14227032,78 + 6323125,68)/21654,54 = 4745ч

1.4 Выбор напряжения и сечения провода линии электропередач

Находим напряжение линии ЛЭП

U_л=4,34* (1.26)

U_л=4,34*v0,42+16*21654,54 = 2554,73 кВт

Выбираем напряжение равное 110кВ

Находим рабочий ток

I_раб= (1.27)

I_раб=

Определяем рабочий ток линии

I_{раб л}= (1.28)

I_{раб л}=

Определяем сечение линии

Выбираем провода марки АС-70

Проверяем сечение линии по допустимому току в номинальном и аварийном режимах

Условие: I_{раб л} < I_доп

60,22 А < 275 А - выполняется

Проверяем сечение кабеля по условию короны

При U_{ном л}=110 кВ

Условие: F_л=70мм²

70 = 70мм² - выполняется

Проверяем по потерям напряжения в нормальном и аварийном режимах

В нормальном режиме

ДU_норм= (1.29)

Rл= (1.30)

Xл= (1.31)

Rл=35 * 0,42/2 = 7,35 Ом

Xл=35 * 0,42/2 = 7,35 Ом

ДU_ном=21654,54 * 7,35 + 20559,87 * 7,35/110 = 1584,32 В

Условие: ДU_ном ? ± 5% 110000 В

1584,32 < 5500 - выполняется

В аварийном режиме

ДU_ав= (1.32)

Rлав= (1.33)

Xлав= (1.34)

Rлав = 35 * 0,42/1 = 14,7 Ом

Xлав=35 * 0,42/1 = 14,7 Ом

ДU_ав=21654,54 * 14,7 + 20559,87 * 14,7/110 = 5641,38 В

Условие: ДU_ав ? ± 10%

5641,38<110000 - выполняется

II. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА НАГРУЗОК

От того, где будет расположена подстанция на территории промышленного предприятия во многом зависит рациональность построения системы электроснабжения. Для определения местоположения ГПП или ТП на генплан промышленного предприятия наносится картограмма нагрузок, которая представляет собой размещенные по генплану окружности, площади которых, в выбранном масштабе, равны расчетным нагрузкам цехов (участков). Центры этих окружностей совпадают с центром нагрузок цехов.

Подстанцию следует располагать как можно ближе к центру нагрузок, так как это позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электроэнергии и значительно сократить протяженность распределительных сетей, а тек же уменьшить расход проводникового материала и снизить потери электроэнергии.

2.1 Построение картограммы нагрузок

Масштаб 1:50000

Х1=330

Х2=120

Х3=650

Х4=600

Х5=625

У1=390

У2=200

У3=80

У4=240

У5=390

2.2 Определение центра электрических нагрузок

электрический трансформатор высоковольтный мощность

Определяем центр электрических нагрузок по оси Х

X₀=?P_mц*X_i/? P_mц*i (2.1)

X₀ = 5764,2 * 330 + 4924,16 * 120 + 4029,2 * 650 + 2636,78 * 600 + 4300,2 * 625 / 5764,2 + 4924,16 + 4029,2 + 2636,78 + 4300,2 = 433,24 мм

Определяем центр электрических нагрузок по оси Y

Y₀=?P_mц*X_i/? P_mц*i (2.2)

Y₀ = 5764,2 * 390 + 4924,16 * 200 + 4029,2 * 80 + 2636,78 * 240 + 4300,2 * 390 / 21654,54 = 270,84 мм

Определяем радиус окружности показывающий нагрузку данного цеха

r= (2.3)

r_ц1=

r_ц2=

r_ц3=

r_ц4=

r_ц5=

III. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ГПП

В системах электроснабжения промышленных предприятий, мощность силовых трансформаторов должна быть в нормальных условиях питания всех источников электроэнергии.

Критериями при выборе трансформаторов является надежность электроснабжения, расход цветного металла и потребленная трансформаторная мощность.

При выборе мощности трансформаторов следует добиваться экономически целесообразного режима работы и соответствующего обеспечения резервного питания приемников при отключении одного из трансформаторов, причем нагрузка трансформаторов при нормальных условиях не должна вызывать сокращение естественного срока его службы.

Надежность электроснабжения предприятия достигается за счет установке на подстанции двух трансформаторов, которые, как правило, работают раздельно. При этом соблюдается условие, что любой из оставшихся в работе трансформаторов обеспечивает почти полностью потребную мощность.

Критериями при выборе трансформаторов является надежность электроснабжения.

3.1 Выбор мощности и типа трансформаторов

Определяем номинальную мощность трансформаторов

S_нт=S_pз/n_т*К_з (3.1)

S_нт=22949,34/2 * 0,7 = 16392,38 кВА

Согласно рекомендации Министерства энергетики коэффициент загрузки рекомендуют увеличить до 0,75ч0,8 для наилучшего использования установленной мощности.

S_нт=22949,34/2 * 0,75 = 15299,56 кВА

Выбираем трансформатор марки ТДН-16000-115/110,5

Для экономического обоснования выбранного трансформатора наметим второй вариант и выбираем трансформатор марки ТДН-25000-115/10,5

При двух трансформаторной ТП мощность каждого трансформатора выбирается так, чтобы при выходе из строя одного из них, оставшийся в работе мог нести всю нагрузку потребителей первой и второй категории.

Проверяем по этому условию оба намеченных варианта

Условие для 1 варианта:

S_т?S₁

16000 ? 4589,864 - выполняется

Условие для 2 варианта

S_т?S₁

25000 ? 4589,864 - выполняется

3.2 Определение потерь мощности и энергии в трансформаторе за год

1 вариант

Определяем потери реактивной мощности при холостом ходе

Q_хх = S_тр * I_хх / 100 (3.2)

Где, S_тр - номинальная мошность трансформатора

I_хх - ток холостого хода, %

Q_хх- потери реактивной мощности холостого хода, кBА

Q_хх = 16000 * 0,7/100 = 112 кВар

Определяем потери активной мощности холостого хода

ДР_хх' = ДР_хх + К_и.п * ДQ_хх (3.3)

Где, ДР_хх - потери активной мощности при холостом ходе трансформатора [кВт]

К_и.п = 0,05- коэффициент изменения потерь, задается энергосистемой

ДР_хх' = 18 + 0,05 * 112 = 23,6 кВт

Определяем потери реактивной мощности при коротком замыкании

ДQ_кз = S К _тр.ном * U_к / 100 ДQ_хх (3.4)

Где, ДQ_кз - потери реактивной мощности при коротком замыкании, кВар

U_к - напряжение короткого замыкания трансформатора, %

ДQ_кз = 16000 * 10,5/100 = 1680 кВар

Определяем потери активной мощности при коротком замыкании

ДР_кз' = ДР _кз + К _и * ДQ _кз (3.5)

Где, ДР_кз' - потери активной мощности при коротком замыкании, кВт

ДР_кз - потери активной мощности при коротком замыкании трансформатора, кВт

ДР_кз' = 85 + 0,05 * 1680 = 169 кВт

Рассчитываем нагрузку при которой необходимо переходить на работу с двумя трансформаторами

S_э = S_тр * v (n * ( n -1 ) * ДР_хх') / ДР_кз' (3.6)

Где, n - число трансформаторов, шт

S_э - нагрузка при которой необходимо переходить на работу с двумя трансформаторами, кВА

S_э = 16000 * v2 * (2 - 1) * 18/85 = 10240 кВА

Определяем потери мощности в трансформаторе

Определяем потери мощности по графику нагрузки

S_20% = S' * 20% (3.8)

S_20% = 22949,34 * 0,2 = 4589,86 то нагрузка будет протекать только через один трансформатор, а второй работает на ХХ.

Определяем приведенные потери мощности в одном трансформаторе

ДР_20%' = ДР_хх' + К_з² * ДР_кз' (3.9)

ДР_20%' = 18 + 0,28² * 169 = 31,82 кВт

К_тр = S_20% / (S_тр * n) (3.10)

К_тр =4589,16/16000 = 0,28

Определяем мощность нагрузки на ступени годового графика соответствующей 30% нагрузке

S_30% = S' * 30% (3.11)

S_30% = 22949,34 * 0,3 = 6884,802 кВА

S_30% ? S_э

6884,802 ?10240, то нагрузка протекает только через один трансформатор, а второй работает на ХХ

Определяем приведенные потери в одном трансформаторе

ДР_30%' = ДР_хх' + К_з² * ДР_кз' (3.12)

К_З = S_30% / ( S_тр * n ) (3.13)

К_З = 6884,802/16000 = 0,43

ДР_30%' = 23,6 + 0,43² * 169 = 54,848 кВт

Определяем мощность по графику нагрузок

S_40% = S' * 40% (3.14)

S_40% = 22949,43*0,4 = 9179,73 кВА

S_40% ? S_э

9179,73 ? 10240, то нагрузка протекает только через один трансформатор, а второй работает на ХХ

Рассчитываем приведенные потери мощности по двум трансформаторам

ДР_40%' = 2 * ДР_хх' + 2 * К_з² * ДР_кз' (3.15)

К_З = S_40% / ( S_тр * n ) (3.16)

К_З = 9149,73/16000*2 = 0,28

ДР_40%' = 2*(23,6+0,28²*169) = 73,699 кВт

Рассчитываем мощность по графику нагрузок

S_50% = S' * 50% (3.17)

S_50% = 22949,43*0,5 = 11474,715

S_50% ? S_э

11474,715 ? 10240, то нагрузка проходит через два трансформатора

Рассчитываем приведенные потери мощности по двум трансформаторам

ДР_50%' = 2 * ДР_хх' + 2 * К_з² * ДР_кз' (3.18)

К_З = S_50% / ( S_тр * n ) (3.19)

К_З = 11474,715/16000*2 = 0,35

ДР_50%' = 2(23,6+0,35²*169) = 88,605 кВт

Определяем потери мощности по графику нагрузки

S_70% = S' * 70% (3.20)

S_70% = 22949,43*0,7 = 16014,601 кВА

S_70% ? S_э

16064,601 ? 10240, то нагрузка проходит через два трансформатора

Рассчитываем приведенные потери мощности по двум трансформаторам

ДР_70%' = 2 * ДР_хх' + 2 * К_з² * ДР_кз' (3.21)

К_З = S_70% / ( S_тр * n ) (3.22)

К_З = 16064,601/16000*2 = 0,50

ДР_70%' = 2*(23,6+0,50²*169) = 89,45 кВт

Определяем потери мощности по графику нагрузки

S_80% = S' * 80% (3.23)

S_80% = 22949,43*0,8 = 18359,554 кВА

S_80% ? S_э

18359,544 ? 10240, то нагрузка проходит через два трансформатора

Рассчитываем приведенные потери мощности по двум трансформаторам

ДР_80%' = 2 * ДР_хх' + 2 * К_з² * ДР_кз' (3.24)

К_З = S_80% / ( S_тр * n ) (3.25)

К_З = 18359,544/16000*2 = 0,57

ДР_80%' = 2*(23,6+0,57²*169) = 102,108 кВт

Определяем потери мощности по графику нагрузки

S_90% = S' * 90% (3.26)

S_90% = 22949,43*0,9 = 20654,48 кВА

S_90% ? S_э

20654,48 ? 10240, то нагрузка проходит через два трансформатора

Рассчитываем приведенные потери мощности по двум трансформаторам

ДР_90%' = 2 * ДР_хх' + 2 * К_з² * ДР_кз' (3.27)

К_З = S_90% / ( S_тр * n ) (3.28)

К_З =20654,48/16000*2 = 0,64

ДР_90%' = 2 *(23,6+0,64²*169) = 155,36 кВт

Определяем потери мощности по графику нагрузки

S_100% = S' * 100% (3.29)

S_100% = 22949,43

S_100% ? S_э

22949,43 ? 10240, то нагрузка проходит через два трансформатора

Рассчитываем приведенные потери мощности по двум трансформаторам

ДР_100%' = 2 * ДР_хх' + 2 * К_з² * ДР_кз' (3.30)

К_З = S_100% / ( S_тр * n ) (3.31)

К_З = 22949,43/16000*2 = 0,71

ДР_100%' = 2 *(23,6+0,71²*169) = 134,122 кВт

Рассчитываем годовые потери электрической энергии

ДW_год = У W _i (3.32)

ДW_год = 31,82*1460+54,848*730+73,699*2190+88,605*730+89,45*1460+ +102,108*730+155,36*730+134,122*730=729036,4 кВт•ч

1. Вариант

Определяем потери реактивной мощности при ХХ

ДQ = S_нт*I_xx/100 (3.33)

где, Ixx - ток холостого хода

ДQ = 25000 * 0,65/100 = 162,5 кВар

Определяем потери активной мощности при ХХ

ДРхх' = ДРхх + Ки.п * ДQхх (3.34)

Где, ДРхх - потери активной мощности при холостом ходе трансформатора, кВт

Ки.п = 0,05- коэффициент изменения потерь, задается энергосистемой

ДРхх' = 25 + 0,05 * 162,5 = 33,125 кВт

Определяем потери реактивной мощности при КЗ

ДQкз = S К тр.ном * Uк / 100 ДQхх (3.35)

Где, ДQкз - потери реактивной мощности при коротком замыкании, кВар

Uк - напряжение короткого замыкания трансформатора, %

ДQкз = 25000 * 10,5/100 = 2625 кВар

Определяем потери активной мощности приКЗ

ДРкз' = ДР кз + К и * ДQ кз (3.36)

Где, ДРкз' - потери активной мощности при коротком замыкании, кВт

ДРкз - потери активной мощности при коротком замыкании трансформатора, кВт

ДРкз' = 120 + 0,05 * 2625 = 251,25 кВт

Определяем нагрузку при которой необходимо переходить на работу с двумя трансформаторами

Sэ = Sтр * v (n * ( n -1 ) * ДРхх') / ДРкз' (3.37)

Где, n - число трансформаторов, шт

Sэ - нагрузка при которой необходимо переходить на работу с двумя трансформаторами, кВА

Sэ = 25000 * v2 * (2 - 1)33,125/251,25 = 12837,483 кВА

Определяем потери мощности в трансформаторе

Определяем потери мощности по графику нагрузки

S20% = S' * 20% (3.38)

S20% = 22949,43 * 0,2 = 4589,86, то нагрузка будет протекать только через один трансформатор, а второй работает на ХХ.

Определяем приведенные потери мощности в одном трансформаторе

ДР20%' = ДРхх' + Кз2 * ДРкз' (3.39)

Ктр = S20% / (Sтр * n ) (3.40)

Ктр = 4589,86/25000 = 0,18

ДР20%' = 33,125 + 0,18² * 251,25 = 41,265 кВт

Определяем потери мощности по графику нагрузок

S30% = S' * 30% (3.41)

S30% = 22949,43 * 0,3 = 6884,802 кВт

S30% ? Sэ

6880,802 ? 12837,483, то нагрузка будет протекать только через один трансформатор, а второй работает на ХХ.

Определяем приведенные потери в одном трансформаторе

ДР30%' = ДРхх' + Кз2 * ДРкз' (3.42)

КЗ = S30% / ( Sтр * n ) (3.43)

КЗ = 6884,802/25000 = 0,27

ДР30%' = 33,125 +0,27² * 251,25 = 51,44 кВт

Определяем мощность по графику нагрузки

S40% = S' * 40% (3.44)

S40% = 22949,43 * 0,4 = 9179,77 кВА

S40% ? Sэ

9179,77 ? 12837,483, то нагрузка будет протекать только через один трансформатор, а второй работает на ХХ.

Определяем приведенные потери мощности в одном трансформаторе

ДР40%' = ДРхх' + 2 * Кз2 * ДРкз' (3.45)

КЗ = S40% / ( Sтр * n ) (3.46)

КЗ = 9179,77/25000 = 0,36

ДР40%' = 33,125 + 0,36² * 251,25 = 65,68 кВт

Определяем мощность по графику нагрузки

S50% = S' * 50% (3.47)

S50% = 22949,43 * 0,5 = 11474,715 кВА

S50% ? Sэ

11474,715 ? 12837,483, то нагрузка будет протекать только через один трансформатор, а второй работает на ХХ.

Определяем приведенные потери мощности в одном трансформаторе

ДР50%' = ДРхх' + 2 * Кз2 * ДРкз' (3.48)

КЗ = S50% / ( Sтр * n ) (3.49)

КЗ = 11474,715/25000 = 0,45

ДР50%' = 33,125 + 0,45² + 251,25 = 84,003 кВт

Определяем мощность по графику нагрузки

S70% = S' * 70% (3.50)

S70% = 22949,43 * 0,7 = 16064,60 кВА

S70% ? Sэ

16064,60 ? 12837,483, то нагрузка протекает по двум трансформаторам.

Определение приведенной потери мощности в двух трансформаторах

ДР70%' = 2 * ДРхх' + 2 * Кз2 * ДРкз' (3.51)

КЗ = S70% / ( Sтр * n ) (3.52)

КЗ = 16064,60/25000*2 = 0,32

ДР70%' = 2 * (33,125 +0,32² * 251,25 = 91,97 кВт

Определение мощности по графику нагрузки

S80% = S' * 80% (3.53)

S80% = 22949,43 * 0,8 = 18359,544 кВА

S80% ? Sэ

18359,544 ? 12837,483, то нагрузка протекает по двум трансформаторам.

Определяем приведенные потери мощности по двум трансформаторам

ДР80%' = 2 * ДРхх' + 2 * Кз2 * ДРкз' (3.54)

КЗ = S80% / ( Sтр * n ) (3.55)

КЗ = 18359,544/25000 * 2 = 0,36

ДР80%' = 2 * (33,125 + 0,36² * 251,25) = 131,37 кВт

Определяем мощность по графику нагрузки

S90% = S' * 90% (3.56)

S90% = 22949,43 * 0,9 = 20654,48 кВА

S90% ? Sэ

20654,48 ? 12837,483, то нагрузка протекает по двум трансформаторам.

Определяем приведенные потери мощности в двух трансформаторах

ДР90%' = 2 * ДРхх' + 2 * Кз2 * ДРкз' (3.57)

КЗ = S90% / ( Sтр * n ) (3.58)

КЗ = 20654,48/25000 * 2 = 0,41

ДР90%' = 2 *(33,125 + 0,41² * 251,25) = 108,48 кВт

Определяем мощность по графику нагрузки

S100% = S' * 100% (3.59)

S100% = 22949,43 кВА

S100% ? Sэ

22949,43 ? 12837,483, то нагрузка протекает по двум трансформаторам.

Определяем приведенные потери мощности в двух трансформаторах

ДР100%' = 2 * ДРхх' + 2 * Кз2 * ДРкз' (3.60)

КЗ = S100% / ( Sтр * n ) (3.61)

КЗ = 22949,43/25000 * 2 = 0,45

ДР100%' = 2 *(33,125 + 0,45² * 251,25) = 168,1 кВт

Рассчитываем годовые потери электроэнергии

ДWгод = УWi (3.62)

ДWгод = 41,265 * 1460 + 51,44 * 730 + 65,68 * 2190 + 84,00 * 230 + 91,97 * 1460 + 131,37 * 730 + 108,48 * 730 + 117,12 * 730 = 617821,6 кВт•ч.

3.3 Технико-экономическое сравнение двух вариантов

При решении задач оптимизации промышленного электроснабжения возникает необходимость сравнения большого количества вариантов. Много вариантность задач промышленной электроэнергетики обуславливает проведение технико-экономических расчетов, целью которых является экономическое обоснование выбранного технического решения.

При проектировании любого промышленного объекта возникает необходимость выбора наиболее целесообразного варианта всестороннего анализа его технических и экономических показателей. К техническим показателям относятся надежность, удобство в эксплуатации, долговечность сооружения, объем текущих и капитальных ремонтов, степень автоматизации.

1. вариант

Определяем стоимость капитальных затрат на установку трансформатора

К_ЛЭП = К_тр*n_тр (3.63)

КЛЭП = 35,5 * 2 = 71000 руб.

Определяем издержки на эксплуатацию и ремонт электрооборудования

U_ЛЭП = Ј+а_рл+а_ол/100 * КЛЭП (3.64)

где, Ј - ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание.

U_ЛЭП = 9,4/100*71 = 6,674 руб.

Определяем стоимость потерь электроэнергии в трансформаторе

С = *W (3.65)

Где, С - стоимость электроэнергии

- стоимость потерь 1 кВт*ч, принимаем = 0,02 коп/кВт

С = 1149060,3*0,02 = 22981,20 руб.

Определяем срок окупаемости строительства - 8 лет, и рассчитываем производительные затраты

З = К/Ток + И + С (3.66)

З = 1/8*71000+6674+22981,20 = 38530,2 руб.

2 вариант

Определяем стоимость капитальных затрат на установку трансформатора

К_ЛЭП = К_тр*n_тр (3.67)

К_ЛЭП = 42,6*2 = 85002 руб.

Определяем издержки на эксплуатацию и ремонт электрооборудования

UЛЭП = Ј+арл+аол/100* КЛЭП (3.68)

UЛЭП = 9,4/100*85002 = 7990,19 руб.

Определяем стоимость потерь электроэнергии в трансформаторе

С = *W (3.69)

С = 617821,6*0,02 = 12356,43 руб.

Определяем срок окупаемости строительства - 8 лет, и рассчитываем производительные затраты

З = К/Ток + И + С (3.70)

З = 1/8*85002+7990,18+12356,43 = 30971,86 руб.

Выбираем вариант с минимальными годовыми приведенными затратами, т.е. 1 вариант.

3.4 Расчет регулировочных ответвлений на ГПП

Для нормальной работы потребителей необходимо поддерживать определенный уровень напряжения. С этой целью в электрических сетях применяется регулирование напряжения. Одним из способов регулирования напряжения является изменение коэффициента трансформации трансформаторов.

Обмотки трансформаторов снабжаются ответвлениями, переключая которые можно изменять коэффициент трансформации.

На трансформаторах средних и больших мощностей предусматриваются четыре ответвления, переключение которых производится специальными переключателями барабанного типа установленными отдельно для каждой фазы.

Определяем потери напряжения на трансформаторе

ДUтр = (Рm * Rтр + Q`m* Хтр) / U (3.71)

Где, ДUтр - потери напряжения на трансформаторе, В

Rтр - активное сопротивление трансформатора, Ом

Х тр - реактивное сопротивление трансформатора, Ом

ДUтр = (24354,54*3,52+20559,604*46,4)/110 = 9451,76 В

Рассчитываем фактическое напряжение на первичной стороне с учётом ступеней

U`2 =Uс - Дuл (3.72)

Где, U`2 - фактическое напряжение на первичной стороне с учётом ступеней, кВ

Uс - напряжение на шинах системы, кВ

ДUл - потери напряжения в линии, кВ

U`2 = 115-2,554 = 112,446 кВ

Рассчитываем среднее напряжение на вторичной стороне трансформатора

U2 = (U2'- ДUтр)* Uнн / Uвн (3.73)

Где, Uнн - напряжение на низкой стороне [кВ]

Uвн - напряжение на высокой стороне [кВ]

U2 = (112,446-9,451)*10,5/115 = 9,403 кВ

Рассчитываем желаемое напряжение на стороне высокого напряжения

Uвн.ж = (U2'- ДUтр)* Uнн.ж / Uнн (3.74)

Где, Uвн.ж - желаемое напряжение на стороне высокого напряжения [кВ]

Uнн.ж - желаемое напряжение низкой стороны [кВ]

Uвн.ж = (112,446-9,45)*11,025/10,5 = 108,144 кВт

Рассчитываем желаемое напряжение на стороне низкого напряжения

Uнн.ж = 1,05* Uнн (3.75)

Где, Uнн.ж - желаемое напряжение на стороне низкого напряжения [кВ]

Uнн.ж = 1,05*10,5 = 11,025 кВ

Определяем напряжение на одной ступени

ДUст = ДUст. станд * Uвн / 100 (3.76)

Где, ДUст. станд - стандартное напряжение на одной ступени [%]

ДUст. станд=1,78 %

ДUст = 1,78*115/100 = 2,047 кВт

Определяем количество ступеней

nст = (Uвн.ж - Uвн.ном ) / ДUст (3.77)

где, nст - количество ступеней

nст = (108,144-115)/2,047 = 3,34

Определяем напряжение на стандартных ответвлениях

Uстанд = Uвн.ном - nст* ДUст (3.78)

Где, Uстанд - напряжение на стандартных ответвлениях [кВ]

Uстанд = 115-3,34*2,047 = 108,17кВ

Определяем фактическое напряжение на вторичной стороне

U2ф = (U2'- ДUтр)* Uнн.ном / Uстанд (3.79)

Где, U2ф - фактическое напряжение на вторичной стороне [кВ]

U2ф = (112,446-9,451)*10,5/108,17 = 9,99 кВ

3.5 Выбор схемы электроснабжения по условиям надежности и экономичности

Требования, предъявляемые к электрической схеме станции, подстанции, следует понимать как требования к самой установке, поскольку схема определяет основное электрическое оборудование и эксплуатационные свойства установки. Эти требования сводятся к следующему:

соответствие электрической схемы условиям работы станции, подстанции в энергосистеме, ожидаемым режимам, а также технологической схеме станции;

удобство эксплуатации, а именно: простота и наглядность схемы, минимальный объем переключений, связанных с изменением режима, доступность электрического оборудования для ремонта;

удобство сооружения электрической части с учетом очередности ввода в эксплуатацию генераторов, трансформаторов, линий;

возможность автоматизации установки в экономически целесообразном объеме;

достаточная, экономически оправданная степень надежности.

Последнее требование нуждается в разъяснении. Надежность представляет собой свойство объекта (элементов оборудования, системы из ряда элементов, электроустановки в целом) выполнять заданные функции, сохраняя во времени значения установленных эксплуатационных показателей в определенных пределах.

Под надежностью электрической станции, подстанции следует понимать свойство (способность) выдавать мощность в сеть в соответствии с запланированным графиком, снабжать электроэнергией потребителей, сохраняя качество электроэнергии в пределах, установленных действующими нормативами. Количественно надежность объекта оценивают с помощью ряда показателей, выбираемых и определяемых с учетом особенностей объекта, условий его эксплуатации и последствий отказов, т. е. нарушений работоспособности. Отказы рассматривают как случайные события.

IV. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ В УСТАНОВКАХ

В системах электроснабжения промышленных предприятий могут возникать короткие замыкания (КЗ), приводящие к резкому увеличению токов. Поэтому все основное электрооборудование системы электроснабжения должно быть выбрано с учетом действия таких токов.

Коротким замыканием называется соединение токоведущих частей разных фаз или потенциалов между собой или на корпус оборудования, соединенный с землей, в сетях электроснабжения или в электроприёмниках. КЗ может быть по разным причинам: ухудшение сопротивления изоляции во влажной или химически активной среде, при недопустимом перегреве изоляции, механические воздействия, ошибочные воздействия персонала при обслуживании и ремонте и т. д.

Как видно из самого названия процесса, при КЗ путь тока укорачивается, т. е., он идет, минуя сопротивление нагрузки, поэтому он может увеличиться до недопустимых величин, если напряжение не отключится под действием защиты.

Различают следующие виды коротких замыканий:

трехфазное симметричное КЗ:

двухфазное -- две фазы соединяются между собой без соединения с землей;

однофазное -- одна фаза соединяется с нейтралью источника через землю;

двойное замыкание на землю -- две фазы соединяются между собой и землей.

Основными причинами КЗ являются нарушения изоляции отдельных частей электроустановок, неправильные действия персонала, перекрытия изоляции из-за перенапряжений в системе. Замыкания нарушают электроснабжение потребителей, в том числе и неповрежденных, подключенных к поврежденным участкам сети, вследствие понижения на них напряжения и нарушения работы энергосистемы. Поэтому КЗ должны ликвидироваться устройствами защиты в возможно короткие сроки.

Но напряжение может не отключиться и при наличии зашиты, если КЗ случилось в удаленной точке, и из-за большого сопротивления до места КЗ ток недостаточен для срабатывания зашиты. Но этот ток может быть достаточным для загорания проводов, что может привести к пожару.

Отсюда возникает необходимость расчета тока короткого замыкания -- ТКЗ. Величина ТКЗ может меняться, если к сети электроснабжения присоединяются другие электроприемники в более удаленных местах. В таких случаях снова производится расчет ТКЗ в месте установки новых электроприемников.

ТКЗ производит также электродинамическое действие на аппараты и проводники, когда их детали могут деформироваться под действием механических сил, возникающих при больших токах.

Термическое действие ТКЗ заключается в перегреве аппаратов и проводов. Поэтому при выборе аппаратов их нужно проверять по условиям КЗ, с тем чтобы они выдержали ТКЗ в месте их установки.

Как известно, наряду с сетями с глухо заземленной нейтралью существуют сети с изолированной нейтралью. На практике в большинстве случаев происходят однофазные короткие замыкания. В сетях с изолированной нейтралью при соединении одной фазы с землей режим не является коротким замыканием и бесперебойность электроснабжения не нарушается, но он должен быть отключен, так как соответствует аварийному состоянию. При замыкании одной фазы на землю в данной сети напряжения на двух других фазах повышаются в 1,73 раза, а напряжение на нулевой точке становится равным фазному напряжению относительно земли.

В сетях с глухо заземлённой нейтралью при соединении провода с землей сгорает предохранитель или срабатывает автоматический выключатель, при этом электроснабжение нарушается, а при сгорании предохранителя могут повредиться обмотки двигателей при работе на двух фазах.

4.1 Расчет базисных значений

Принимаем:

S_б = 100мВА

U_б = 115 кВ

I_б = S_б / (v3 * U_б) (4.1)

I_б = 100/115*v3 = 0,502 кА

4.2 Составление схемы замещения и определение расчетных величин

Рис1. Схема замещения внешнего и внутреннего электроснабжения

Определяем сопротивление генераторов

X_г1 = X_г2 = X_г3 = X_d'' * S_б / S_{ном ген} (4.2)

X_г1 = X_г2 = X_г3 = 0,25*100/60 = 0,208 о.е.

Определяем индуктивное сопротивление трансформаторов на 80 МВА

X_т1 = X_т2 = (u_к * S_б ) / (100 * S_{ном т} ) (4.3)

X_т1 = X_т2 = 12/100*100/80 = 0,15 о.е.

Определяем сопротивление линии

X_л1 = (Х₀ * L* S_б ) / U_ср (4.4)

X_л1 = 0,4*44*100/115² = 0,069 о.е.

Определяем сопротивление трансформаторов:

X_т3 = X_т4 = (u_к * S_б ) / (100 * S_{ном т}) (4.5)

X_т3 = X_т4 = 10,5/100*100/10 = 0,656 о.е.

Определяем сопротивление нагрузки

X_н = 0,35 * S_б / S (4.6)

X_н = 0,35*100/22949,43 = 15,25 о.е.

4.3 Упрощение схемы замещения

Объединяем Г₁ и Г₂

Условие:

S_r1* X_г1/ S_r2* X_г2 = 1

60*0,208/60*0,208 = 1 - выполняется

S_резr1 и r₂ = S₁+S₂ (4.7)

S_резr1 и r₂ = 60+60 = 120 мВА

X_{рез1 и 2} = 0,208*0,208/0,208+0,208 = 0,103 о.е.

Объединяем Г₁ и Г₂ и Г₃

Условие:

S_рез Г₁ и Г₂* X_ре Г₂/ S_рез+X_р3 = 0,4-2,5

120*0,103/60+0,208 = 1 - выполняется

Рис 2. Упрощенная схема замещения

Определяем полную мощность генераторов

S_r123 = S_резr12+S_r3 (4.8)

S_r123 = 12+60 = 180 мВА

Определяем сопротивление генераторов

Х_r123 = 0,103*0,208/0,103+0,208 = 0,068 о.е.

Определяем сопротивление трансформаторов

Х_т = 0,15*0,15/0,15+0,15 = 0,075 о.е.

Определяем сопротивление линии

Х_л = 0,069*0,069/0,069+0,069 = 0,028 о.е.

4.14 Определяем сопротивление трансформаторов

Х_т34 = 0,656*0,656/0,656+0,656 = 0,327 о.е.

Упрощаем схему замещения. Определяем сопротивление генераторов и трансформаторов

Х₁ = X_r123+X_т12 (4.9)

Х₁ = 0,068+0,075 = 0,143 о.е.

Определяем сопротивление системы и линии

Х₂ = X_s+Х_л = 0,133 о.е.

Рис 3. Упрощенная схема замещения

4.4 Упрощение схемы замещения к точкам КЗ

Сворачиваем схему к точке К2

Х_з = Х_л23 = 0,028 о.е.

Х₄ = 15,25+0,656 = 15,906 о.е.



Рис4.Свернутая схема замещения к точке К2

Преобразуем схему из звезды в эквивалентный треугольник, причем сопротивлением между генератором и системой пренебрегаем

Рис 5.Преобразованная схема из звезды в треугольник

X_рез1 = X₁ + X₃ + (X₁ + X₂) / X₃ (4.10)

X_рез1 = 0,143+0,028+0,143*0,028/0,133 = 0,201 о.е.

X_рез2 = X₂ + X₃ + (X₂ + X₃) / X₁ (4.11)

X_рез2 = 0,133+0,028+0,133*0,028/0,143 = 0,187 о.е.

Рассчитываем начальный сверхпереходный ток от генератора

Xрас1 = Xрез * Sи.п. / Sб (4.12)

Где, Sи.п. - полная мощность источника питания

X_рас1 = X_рез1 * S_ген / S_б

X_рас1 = 0,201*180/100 = 0,368 о.е.

I_по ''_сис = I_б / X_рез2 (4.13)

I_по ''_сис = 2,7*180/v3*115 = 2,434 кА

4.5 Расчет токов КЗ в точке К₁

Находим ток установившегося КЗ

I_?* = 2,015

I_? = I_?**S_ном/v3*U (4.14)

I_? = 2,015*180/v3*115 = 1,82 кА

Находим ударный ток КЗ от генераторов

i_{у сис} = v2 * к_у * I_по ''_сис (4.15)

i_{у сис} = v2*1,9*2,439 = 6,553 кА

Рассчитываем начальный сверхпереходной ток к точке установившегося КЗ от системы

I_по ''_сис = I_б / X_рез2 (4.16)

I_по ''_сис = 0,502/0,187 = 2,684 кА

Находим ударный ток КЗ от системы

i_{у сис} = v2 * к_у * I_по ''_сис (4.17)

i_{у сис} = v2*1,8*2,684 = 6,832 кА

Рассчитываем начальный сверхпереходной ток от нагрузки

X_рас3 = X_рез3 * S_наг / S_б (4.18)

X_рас3 = 2,171*22949,43/100 = 498,23 о.е.

I_по ''_сис = 2*22949,43/v3*115 = 0,230 кА

Находим ток установившегося КЗ от нагрузки

I_?* = 1,85

I_? = 1,85*22949,43/v3*115 = 0,213 кА

Находим ударный ток КЗ от нагрузки

iу сис = v2 * ку * Iпо ''сис (4.19)

iу сис = v2*1,85*0,230 = 0,585 кА

Сворачиваем схему к точке К2



Рис.6 Свернутая схема к точке К2

Преобразуем схему звезды в треугольник, причем сопротивлением между генератором и системой пренебрегаем

Рис.7 Преобразованная схема между генератором и системой

X_рез1 = X₁ + X₇ + (X₁ + X₇) / X₃ (4.20)

X_рез1 = 0,143+0,355+0,143*0,355/0,133 = 0,877 о.е.

X_рез2 = X₂ + X₇ + (X₂ + X₇) / X₁ (4.21)

X_рез2 = 0,133+0,355+0,133*0,355/0,143 = 0,818 о.е.

Рассчитываем начальный сверхпереходной ток от генераторов

Xрас1 = Xрез * Sи.п. / Sб (4.22)

где, Sи.п. - полная мощность источника питания

X_рас1 = X_рез1 * S_ген / S_б (4.23)

X_рас1 = 0,879*180/100 = 1,589 о.е.