Реконструкция электроснабжения г Барнаула (стр. 6 из 21)

Расчетную мощность НБК округляем до ближайшей стандартной мощности комплектных конденсаторных установок (ККУ). Принимаем к установке ККУ типа ККУ-0,38-1-150 НУЗ левого и правого исполнения вводных ячеек суммарной мощности

кВар.

Реактивная нагрузка, отнесенная на шины НН ГПП с учетом потерь в трансформаторах составит:

= 1577,3 - 150 + 13,6 = 1440,9 кВар (3.6)

Аналогичный расчет проведен для всех предприятий района. Данные расчетов занесены в таблицу 3.1.

Согласно исходным данным для РП-8, РП-5, ТП-6 установка БК не требуется.

Суммарная реактивная нагрузка на шинах НН ГПП составит:

(3.7)

=1440,9 + 280,97 + 359,19 + 246,1 + 260,87 + 516,27 +

+ 1597,44 + 503,07 + 1523,94 = 6729,05 кВар

= 2028 + 1310,4 + 1298,7 = 4637,1 кВар

(3.8)

= 6729,05 + 4637,1 = 11356,15 кВар

Это удовлетворяет условию поддержания коэффициента мощности района на уровне cosj = 0,93.

Следовательно, установка высоковольтных батарей конденсаторов не требуется.

Таблица 3.1 – Расчет мощности трансформаторов потребителей и конденсаторных установок

Потребители	, кВА		b	,квар	принятая, квар	, квар	, квар
2 цех – МИСС	1600	2	0,7	136	150	1577,3	1430,9
МСК	630	2	0,8	66	600	814,97	280,97
МОЛМАШ ТП-1	1000	2	0,8	98	600	861,49	359,49
МОЛМАШ ТП-2	630	1	0,9	39	75	282,1	246,1
АРЗ	400	2	0,77	40	150	370,87	260,87
ФСК	1000	2	0,8	98	900	1318,27	516,27
БиКЗ	630	13	0,7	364	2620	3853,44	1597,44
3 цех (элеватор)	1000	2	0,75	92	600	1011,07	503,07
МЭЗ	1600	2	0,8	138	600	1985,94	1523,94

4 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

Учитывая наличие потребителей I и II категории надежности, принимаем к установке на ГПП два трансформатора.

Для определения номинальной мощности трансформаторов найдем среднюю нагрузку по суточному графику в соответствии с выражением

, (4.1)

Рассчитаем коэффициент y:

, (4.2)

где

- стоимость 1 кВт×ч потерь энергии к.з.

Так как y > 0,1, то мощность трансформаторов выбирается по перегрузочной способности.

На графике выделим типовую часть из условия S_пик > S_ср и определим коэффициент начальной нагрузки К_з и коэффициент перегрузки К_п' по формулам:

(4.3)

, (4.4)

где вместо

принимаем среднее значение мощности .

Полученное значение

меньше, чем 0,9 К_max = 1,3, поэтому принимаем = 1,3 и корректируем продолжительность перегрузки по формуле:

(4.5)

Расчет показывает, что уточненные значения Н незначительно отличается от определенного Н’ по графику, поэтому в дальнейшем будем считать, что Н=14.

По полученным значениям

= 0,59 и Н= 14 по графику [5] определяем допустимое значение перегрузки К_п = 1,05.

Определим номинальную мощность трансформатора в соответствии с формулой:

кВА (4.6)

На основании выполненного расчета принимаем к рассмотрению два варианта трансформаторов: вариант 1 – трансформаторы номинальной мощностью 16000 кВА, вариант 2 – с номинальной мощностью25000 кВА.

Проверим возможность перегрузки намеченных трансформаторов при выходе из строя одного из них.

Вариант 1. При отключении одного трансформатора мощностью 16000 кВА оставшийся в работе трансформатор сможет пропустить мощность, равную 1,4 S_H = 1,4×16000 = 22400 кВА, т.е. 76% всей потребляемой районом мощности.

Коэффициент 1,4 учитывает допустимую предельную перегрузку трансформатора в аварийном режиме.

Вариант 2. При отключении одного трансформатора мощностью 25000 кВА оставшийся в работе может пропускать мощность, равную 1,4 S_HТ2 = 1,4×25000 = 35000 кВА, т.е. всю потребляемую районом мощность.

5 Расчет токов короткого замыкания

5.1 Расчет токов короткого замыкания в электроустановках

выше 1000 В

Питание потребителей осуществляется от системы бесконечной мощности.

Расчет выполнен в базисных единицах. Принимаем за базисные единицы номинальную мощность трансформатора районной подстанции

МВА и И_б=115 кВ.

Находим базисный ток:

кА (5.1)

Составляем схему замещения и нумеруем ее элементы в порядке их расположения от системы бесконечной мощности в направлении к точкам к.з.

Определяем в соответствии с таблицей сопротивления элементов схемы замещения в базисных единицах.

Трансформатор Т1

(5.2)

(5.3)

линия ВЛ-110

(5.4)

где

- протяженность линии, км.

К расчету токов к.з.

	SC = ∞ Xc = 0 220 кВ 125 МВА 220/110 DPк = 315 кВт Ur = 11% 115 кВ ВЛ ry= 0, 26 Ом/км xy = 0,4 Ом/км К1 115 кВ 25 МВА 110/10 DPк = 120 кВт Ur = 10,5% К2 10,5 кВ КЛ ry= 0,320 Ом/км xy = 0,08 Ом/км К3 10,5 кВ 1,6 МВА DPк = 18 кВт Ur = 5,5%			К1 К2 К3
Рисунок 1 – Расчетная схема		Рисунок 2 – Схема замещения

(5.5)

где x_уд – удельное реактивоное сопротивление на 1 км длины линии Ом/км;

- активное сопротивление на 1 км длины линии, определяемое как

(5.6)

где

- удельная проводимость проводов, принимаемое равным 32 м/Ом×мм² по справочным данным;

- сечение проводов, равное 120 мм². Тогда

Ом/км

Суммарное сопротивление для точки К1

Т.к.

, активное сопротивление не учитывается.