Выберем трансформаторы ГПП.

Выбираем два трансформатора мощностью 16000 кВА.

Коэффициент загрузки =0,8

Паспортные данные трансформатора: ТДН –16000/110

S_н=16000 кВА, U_вн=115 кВ, U_нн=11кВ,

ΔP_хх=18 кВт, ΔP_кз=85 кВт, U_кз=10,5 %, I_хх=0,7 %.

Потери мощности в трансформаторах:

ΔQ_т=

Потери энергии в трансформаторах.

При трехсменном режиме работы Т_вкл=6000 ч. Т_макс=6000 ч.

тогда время максимальных потерь:

τ= ч.

Потери энергии в трансформаторах:

ΔW=2(ΔP_хх×T_вкл+τ ×ΔP_кз×(К_з)²= 2(18×6000+85×4539×(0,8)²=709843,2 кВт×ч.

2)ЛЭП –35 кВ.

Полная мощность, проходящая по ЛЭП:

=

Расчетный ток, проходящий по одной линии:

I_р=

Ток аварийного режима:

I_ав=2×I_р=2×204,9=409,8 А

Выбираем сечение проводов по следующим условиям:

1)по экономической плотности тока

мм²,

где I_р=204,9 А расчетный ток линии

j - экономическая плотность тока;

j =1,1 А/мм² при Т_м=4500-6000 ч и алюминиевых проводах.

Принимаем по экономической плотности тока провод АС –240, I_доп=610А.

2) проверим выбранные провода по допустимому нагреву:

при расчетном токе:

I_доп=610А>I_р=204,9 А

при аварийном режиме:

I_{доп ав}=1,3xI_доп=1,3x610=793 A>I_ав=409,8 A

Потери электроэнергии в ЛЭП-35:

ΔW_ЛЭП= = ,

где R=r₀×l,

где r₀=0,13 Ом/км удельное сопротивление сталеалюминевого

провода сечением 240 мм²,

l=6,5 - км длина линии.

3) Трансформатор энергосистемы.

На подстанции энергосистемы расположены два трехобмоточных трансформатора ТДТН –40000/115.

Паспортные данные:

S_н=40 MBA, U_вн=115кВ, U_сн=38,5кВ, U_нн=11кВ, ΔP_хх=43 кВт, ΔР_кз=200 кВт.

u_квн-сн=10,5 %, u_квн-нн=17,5 %, u_ксн-нн=6,5 %, I_хх=0,6%,

Коэффициент долевого участия завода мощности трансформатора системы: γ=

Расчет токов КЗ проведем в относительных единицах. В качестве базисных величин принимаем мощность S_б=1000 МВА и напряжение U_б=37 кВ, S_кз=900 MBA,тогда базисный ток будет:

Рисунок 3.5 − Схема замещения для расчета токов к.з.

Сопротивление системы:

Сопротивление трансформатора:

= о.е.

Сопротивление ЛЭП:

о.е.

S_К-1= U_бI_К-1= •37•4,2=268,8 кВА; i_У = •К_У•I_К-1 = •1,8 •4,2=10,6 кА

S_К-2= U_бI_К-2= •37•2,9=185,6 кВА; i_У = •К_У •I_К-1= •1,8 •2,9 =7,4 кА

Выбираем В1, В2 по аварийному току трансформаторов системы.

Принимаем, что мощность передаваемая через трансформатор по двум вторичным обмоткам трансфор-ров распределена поровну (по50%), поэтому:

Sав тр сист=2×20=40 МВА

Iав=Sав/1.73*Uн=40×1000/1,73×37=624,2 А,

Ip=Iав/2=312,1 А

Выбираем выключатели типа МКП–35–1000-25АУ1.

Проверка выбранных выключателей:

Паспортные данные	Расчетные данные
Uн=35кВ Iн=1000 А Iотк=25 кА Sкз =1602 МВА	Uр=35 кВ IАВ=624,2 А Iкз= 4,2 кА SК-1 =268,8 МВА

Коэффициент долевого участия завода в стоимости выключателей В1 и В2:

g=

Выбор выключателя В3:

I_В3= I_АВ/2 =312,1 кА

Принимаем выключатель МКП–35–630–20У1.

Проверка выбранного выключателя:

Паспортные данные	Расчетные данные
Uн=35 кВ Iн=630 А Iотк=10 кА Sкз = 640,9 МВА	Uр=35 кВ IАВ=312,1 А Iкз= 4,2 кА SК-1 = 268,8 МВА

Коэффициент долевого участия завода в стоимости выключателя В3:

g=

Выбор выключателей В4, В5,В6,В7:

I_ав завода=409,8 А

Принимаем выключатель МКП–35–630–20У1.

Проверка выбранного выключателя:

Паспортные данные	Расчетные данные
Uн=35 кВ Iн=630 А Iотк=10 кА Sкз = 640,9 МВА	Uр=35 кВ IАВ= 409,8 А Iкз= 4,2 кА SК-1 = 268,8 МВА

В качестве разъединителя принимаем РНДЗ 2-35/1000 У1

Паспортные данные	Расчетные данные
Uн=35 кВ Iн=1000 А Iпред сквозн дин =63 кА Iпред.терм.стойк.=25 kA	Uр= 35 kВ IАВ=409,8 А IУ = 7,4 кА Iк.= 2,9 kA

Выбираем ОПНп-35/400/40,5-IIIУХЛ1

Расчет затрат на второй вариант..

Суммарные затраты на оборудование второго варианта:

К_Σ2= γ К_В1,В2+ γ К_В3+К_В4,В5 +К_ЛЭП+К_разъед+К_отд+К_кз + γ К_тр-ра +К_{т гпп} тыс. у.е.

Затраты на выключатели В1 и В2:

К_В1,В2=2×γ×Кв=2×0,4×5,54 =4,4 т у.е.

Затраты на выключатель В3:

К_В3=γ×Кв=0,33×5,54=1,8 т у.е.

Затраты на выключатели В4,В5:

К_В4,В7=4×Кв=4×5,54=22,16 т у.е.

Затраты на ЛЭП

К_уд.=14,4 тыс. у.е./км

К_ЛЭП=l×К_уд=5×14,4= 93,6 т у.е.

Затраты на ОПН:

К_опн=2×Копн=2×0,14132=0,826 т у.е.

Затраты на трансформаторы подстанции энергосистемы:

К_ер.сис=2×γ×К тр =2×0,33×107,2=70,8 т у.е.

Затраты на трансформаторы ГПП:

К_{т гпп}=2×53 =106 т у.е.

Затраты на разъединитель:

К_р =2×1,073=2,146 т у.е.

Суммарные затраты:

К_Σ2=106+93,6+22,16+2,146+0,8264+70,8+4,4+1,8 = 308,932 т.у.е.

Суммарные издержки на оборудований второго варианта

SИ₂=И_а+И_потери+И_э, т. у.е.

Издержки на эксплуатацию ЛЭП:

И_{экс ЛЭП}=0,028×К_ЛЭП=0,028×93,6= 2,621 т. у.е.

Амортизация ЛЭП:

И_{а ЛЭП}=0,028×К_ЛЭП=0,028×93,6 = 2,621 т. у.е.

Издержки на эксплуатацию оборудования:

И_{экс об}=0,03×К_об=0,03×215,332= 6,460 т. у.е.,

где К_об –суммарные затраты без стоимости ЛЭП.

Амортизация оборудования:

И_{а об}=0,063×К_об=0,063×215,332=13,566 т. у.е.

Стоимость потерь:

И_пот=Сo×(Wтргпп+ Wлэп)= 0,03×(709843+914714)=48,737 тыс.у. е.

Суммарные издержки:

И_Σ2=13,566+2,621+6,46+2,621+48,737=74,005 т. у.е.

Приведенные суммарные затраты:

З=0,12×К_Σ2+ И_Σ2=0,12×308,932+77,005= 111,077 т. у.е.

3.3 III Вариант

Рисунок 3.6 − Третий вариант схемы электроснабжения.

Выбираем электрооборудование по III варианту.

Расчетный ток:

Ток аварийного режима:

I_а=2×I_р=2×718,1=1436,2 А.

По экономической плотности тока определяем сечение ВЛ-10 кВ:

мм²

где j=1,1 А/мм² экономическая плотность тока при Т_м=6000ч и алюминиевых проводах.

При напряжении 6-10 кВ предельно допустимое сечение проводника – 120 мм². Выбираем проводник 2 х (6хАС-120)

r₀=0,27 Ом/км.

I_доп = 6 ∙ 380=2280 А.

Проверим по допустимому току в нормальном режиме.

При расчетном токе:

I_доп=2280А>I_р=718,1 А

При аварийном режиме:

I_{доп ав}=1,3∙I_доп=1,3∙2280=2964A>I_ав=1436,2 A

Потери электроэнергии в ЛЭП-10 кВ:

где Ом,

где r₀=0,27 Ом/км - удельное сопротивление провода с сечением 120 мм², l= 6,5 км - длина линии.

2. Выбираем 2 трансформатора энергосистемы.

ТДТН-40000/115/77/10,5, S_н=40 MBA, U_вн=115кВ, U_сн=38,5кВ, U_нн=11кВ, ΔP_хх=43 кВт, ΔР_кз=200 кВт.

u_квн-сн=10,5 %, u_квн-нн=17,5 %, u_ксн-нн=6,5 %, I_хх=0,6%,

Определим γ₁-коэффициент долевого участия завода в мощности трансформатора ситемы.

3. Выбор выключателей на стороне U=10.5 кВ.

Перед выбором аппаратов составим схему замещения (рис.3.6.) и рассчитаем ток короткого замыкания в о.е.

Рисунок 3.6 − Схема замещения для расчета токов короткого замыкания

S_б=1000 МВА; Sкз= 900 МВА; U_б=10,5 кВ.

Х_тр.сис= U_ВН∙ Sб /100∙S_н= 17,5∙1000/100∙40= 4,375 о.е.,

Выбираем В1, В2 по аварийному току трансформаторов системы.

Принимаем, что мощность передаваемая через трансформатор по двум вторичным обмоткам трансфор-ров распределена поровну (по50%), поэтому:

Sав тр сист=2×20=40 МВА

Iав=Sав/1.73*Uн=40×1000/1,73×10,5=2202 А,

Ip=Iав/2=2202/2=1101 А.

Выбираем выключатели типа В МПЭ–10–3150–31,5У3.

Проверка выбранных выключателей:

Паспортные данные	Расчетные данные
Uн=10кВ Iн=3150 А Iотк=31,5 кА Sкз =572,9 МВА Iпред.скв.дин=80 кА	Uр=10 кВ IАВ=2202 А Iкз= 10,05кА SК-1 =182,5 МВА iук1=25,6 кА

Коэффициент долевого участия завода в стоимости выключателей В1 и В2:

g=

Выбор выключателя В3:

I_В3= I_АВ/2 =1101 А

Принимаем выключатель ВМПЭ–10–1600–31,5У3.

Проверка выбранного выключателя:

Паспортные данные	Расчетные данные
Uн=10 кВ Iн=1600 А Iотк=31,5 кА Iпред.скв.дин=80 кА Sкз = 572,9 МВА	Uр=10 кВ IАВ=1101 А Iкз= 10,05 кА iук1=25,6 кА SК-1 = 182,5 МВА

Коэффициент долевого участия завода в стоимости выключателя В3:

g=

Выбор выключателей В4, В5:

I_ав завода=1436,2 А

Принимаем выключатель ВМПЭ–10–1600–31,5У3.

Проверка выбранного выключателя:

Паспортные данные	Расчетные данные
Uн=10 кВ Iн=1600 А Iотк=31,5 кА Iпред.скв.дин=80 кА Sкз = 572,9 МВА	Uр=10 кВ IАВ=1436,2 А Iкз= 10,05 кА iук1=25,6 кА SК-1 = 182,5 МВА

Выбираем разъединитель РВФЗ-10-1000II-II УХЛ2

Принимем ОПНп-10/420/12-10УХЛ1

Расчет затрат на III вариант.

Затраты на трансформаторы системы:

К_тр.сис=γ₁∙2∙К_тр=0,32∙2∙107,2=68,6 т.у.е.

Затраты на выключатели В1 и В2:

К_В1,В2=γ₂∙2∙К_В=2∙0,46∙5,3=4,8 т.у.е.

Затраты на выключател В3:

К_В3= γ₃∙К_В =0,45∙2,45=1,1 т.у.е.

Затраты на выключатели В4 и В5:

К_В4,В5=2×К_В=2×2,450=4,9 т.у.е.

Затраты на ЛЭП-10 кВ на двухцепной железобетонной опоре:

К_ЛЭП=12∙6,5∙2,2=171,6 т.у.е.

Затраты на разъединители:

К_Р=2×К_Р=2∙0,42=0,84 т.у.е.

Затраты на ОПНп:

К_ОПНп=2×К_ОПНп=2∙0,064=0,128 т.у.е.

Суммарные затраты на оборудование III варианта:

К_Σ3= К_ЛЭП 10+К_В4,В5 +К_тр.сис∙γ₁+ К_В1,В2∙γ₂+К_В3∙γ₃+К_Р+К_ОПНп

К_Σ3=171,6+4,9+68,6+4,8+1,1+0,84+0,128=256,87 т.у.е.

Определим издержки:

Издержки на эксплуатацию оборудования:

И_{экс об}=0,03∙К_об=0,03∙85,27=2,56 т.у.е.

где К_об –суммарные затраты без стоимости ЛЭП-10 кВ.

Амортизация оборудования:

И_{а об}=0,063∙К_об=0,063∙85,27=5,37 т.у.е.

Издержки на эксплуатацию ЛЭП:

И_{экс ЛЭП}=0,028∙К_ЛЭП=0,028∙171,6=4,8 т.у.е.

Амортизация ЛЭП:

И_{а ЛЭП}=0,028∙К_ЛЭП=0,028∙171,6=4,8 т.у.е.

Стоимость потерь:

Ипот.=Сo×W_ЛЭП10=0,03∙×4213107=126,4 т.y.e.

Сo=0,03 y.e./кВтч

Суммарные издержки:

И_Σ2=Иа+Ипот+Иэ,

И_Σ2=2,56+5,37+4,8+4,8+126,4=143,93 т.у.е.

Приведенные суммарные затраты:

З=0,12∙К_Σ2+ И_Σ2=0,12∙256,86+143,93=174,75 т.у.е.

Составим сводную таблицу по всем вариантам.

Таблица 3.1 − Результаты ТЭР.

Вариант	Uном,кВ	КΣ т.у.е	ИΣ т.у.е.	З т.у.е.
I		267.9	53.61	85.761
II		308.932	74.005	111.077
III	10.5	256.87	143.93	174.75

Выбираем I вариант, т.к. он дешевле и надежнее II и III варианта..

4. Выбор оборудования U=10 кВ.

4.1. Расчет токов короткого замыкания на шинах РП.

Рисунок 4.1 − Схема замещения для расчета токов к.з.

Найдем параметры схемы замещения.

S_б=1000 МВА; S_кз=900 МВА; U_б=10,5 кВ.

х_с= Sб /S_кз= 1000/900=1,1 о.е.,

Ток короткого замыкания:

В компрессорной установлено 4 синхронных двигателя типа:

---

Дата добавления: 2015-08-27