Расчёт заземляющего устройства ГПП 36

Список используемой литературы 38

Приложение 1 Таблицы и рисунки 39

Приложение 2 Исходные данные и генеральные планы 59

Введение

Курс "Электроснабжение отрасли" на специальности 140448 - один из ведущих. Объясняется это тем, что электроснабжение промышленного предприятия или цеха часто является темой дипломных работ, выполняемых учащимися на завершающей стадии обучения в колледже. Поэтому хорошее знание предмета, имения свободно разбираться в вопросах электроснабжения служит предпосылкой к успешному выполнению и защите дипломного проекта, т.е. успешному окончанию учебного заведения.

Изучение курса "Электроснабжение отрасли" завершается выполнением курсового проекта - наиболее ответственной и трудоемкой частью работы над предметом. Грамотно выполнить и успешно защитить курсовой проект можно только при непременном выполнении следующих условий: добросовестного и терпеливого изучения всех глав курса, своевременного начала работы над курсовым проектом. Поспешность при выполнении курсового проекта обязательно явится причиной ошибок, недоработок. В проекте правильность последующих решений зависит от ранее принятых, поэтому даже небольшие на первый взгляд ошибки или неверные решения, допущенные особенно на первых стадиях проектирования, непременно явятся причиной неудовлетворительного выполнения проекта, поэтому учащемуся всегда нужно иметь резерв времени для устранения ошибок в проекте.

Серьезная, вдумчивая работа учащегося над курсовым проектом может служить гарантией успешного выполнения и защиты его.

К началу работы над курсовым проектом учащийся должен хорошо представлять весь объем работы, который ему следует выполнить в установленный срок, а также конечную цель работы. Выполненный курсовой проект учащийся предоставляет в колледж не позднее установленного учебной частью срока для проверки его преподавателем. При положительной оценке проекта учащийся должен защитить проект в период до начала экзаменационной сессии. Проект считается зачтенным только при успешной его защите. При положительной оценке за проект и неудовлетворительной его защите проект оценивается как неудовлетворительный, т.е. стадится оценка "2". Учащиеся, не защитившие курсовой проект, к экзамену по предмету "Электроснабжение отрасли" не допускается.

1 Требования, предъявляемые к проекту

Курсовой проект должен выполнятся в соответствии с требованиями стандартов Единой системы конструкторской документации (ECKД)I, Единой системы технологической документации (ЕСТД), применения единиц величин, соответствующих Международной системе единиц (СИ) и действующих обозначений технических, электрических и математических величин.

2 Содержание и объем проекта

Курсовой проект предусматривает проектирование электроснабжения какого-либо объекта и должен состоять из пояснительной записки и графической части (чертежей).

Пояснительная записка должна состоять из 35-45 листов печатного текста (в соответствии с требованиями ЕСКД в программе Компас или в любой другой с применением шрифта типа GostA – пояснительная записка).

В процессе курсового проектирования учащийся должен постоянно помнить, что он выполняет не контрольную работу в форме вопрос - ответ, а проект. В проекте все решения должны быть конкретными, из нескольких возможных по данному допросу решений выбирается единственное, наиболее правильное, по мнению учащегося.

Задания на проект составлены таким образом, чтобы большинство принимаемых по основным вопросам решений были экономически обоснованы. Все вопросы курсового проекта должны быть взаимно увязаны одной общей задачей. Свой вариант задания студент выбирает по последним двум цифрам зачетной книжки на основании Приложения 2 и сообщает его преподавателю. Преподаватель формирует общий банк задания по выбранному варианту и выдает его студенту.

Графическая часть проекта выполняется с применением графических программных продуктов (AutoCAD, Компас или др.) на одном-двух листах формата А1. Чертежи должны дополнять пояснительную записку так, чтобы вся работа учащегося представляла единый проект, т.е. чертежи должны полностью соответствовать решениям, принятым в записке.

Перечень вопросов, подлежащих разработке по каждому курсовому проекту, и объём графической части, задаются преподавателем в задании на курсовое проектирование.

Необходимая литература для курсового проектирования приведена в методическом пособии. В тексте методических указаний литература указана в соответствии с приведенным списком.

3 Электрические нагрузки. Графики нагрузок

В задании указаны установленные нагрузки цехов предприятия. По активной мощности, коэффициенту спроса, коэффициенту мощности /Приложение 1, Таблица 1/ следует определить номинальную активную и реактивную мощности. Затем по приведенному в задании генплану предприятия определяются площади цехов, после определения коэффициента плотности осветительной нагрузки /Приложение 1, таблица 2/определяется активная осветительная нагрузка каждого цеха. Затем определяется полная максимальная активная, реактивная и полная мощность, необходимая для выбора силовых трансформаторов и другого оборудования.

Формулы для расчета:

Номинальные активная и реактивная мощности

,

квар,

где к_с – коэффициент спроса;

tgφ – коэффициент мощности.

Номинальная осветительная нагрузка:

,кВт

где Р_уд – удельная осветительная мощность, Вт/м²;

F – площадь цеха, м².

Максимальные нагрузки:

, кВт

, квар

, кВА

Результаты всех расчетов заносятся в таблицу 1.

Таблица 1 Результаты расчета нагрузок

Графики нагрузок

В зависимости от характера промышленного предприятия, для которого проектируется подстанция,

Выбирается график суточной нагрузки и график годовой по продолжительности /Приложение 1, рисунки 1…13/. На этих графиках нагрузка выражена в процентах, причем за 100% приняты максимальная активная и максимальная реактивная мощности.

Зная, Р_max и Q_max, и пользуясь указанными графиками, следует построить фактический график активной и реактивной текущей нагрузки рабочего дня. По фактическому суточному графику определяется расход активной энергии за сутки и коэффициент заполнения графика. Также по данным рисункам выбирается и вычерчивается годовой график работы предприятия, по данному графику рассчитывается годовое число использования максимума нагрузок Т_max.

Пример. Построить суточный график активной и реактивной нагрузок локомотивостроительного завода и вычислить основные параметры. Исходные данные:p Рmax =20МВ*А; сos j=0.8 Пользуясь графиками, приведенными в /Приложение 1, рисунок 4/, построим фактические графики суточной нагрузки (рисунок 1).

Определяем максимальную реактивную мощность:

Определяем полную максимальную мощность:

Определяем расход активной энергии за сутки по площади графика активной нагрузки:

Определяем среднюю активную мощность за сутки:

Рисунок 1 - График суточной активной и реактивной нагрузок завода

Определяем коэффициент заполнения графика:

Рисунок 2 - Годовой график нагрузки завода

Годовой расход электроэнергии по площади графика активной нагрузки:

Число часов использования максимума нагрузки:

4 Выбор схемы электроснабжения

При проектировании условно считаем, что питание электроэнергией промышленного предприятия будет осуществляться от районной подстанции энергосистемы, расположенной на расстоянии от проектируемой ГПП завода (см. задание). Возможности районной подстанции с точки зрения подключения новых потребителей считаем (тоже условно) неограниченными как по числу линий , так и по напряжению. В зависимости от категории потребителей нужно решить следующие вопросы:

а) воздушной или кабельной линией выполнять ввод;

б) количество вводных линий;

в) с трансформацией или без трансформации напряжения;

г) кабельными линиями или системой шин будет выполнено распределительное устройство вторичного напряжения;

д) наличие перемычки на стороне первичного напряжения при числе вводов больше одного;

е) основное оборудование на вводе первичного напряжения: выключатели и разъединители или только разъединители;

ж) режим работы линий и трансформаторов (параллельная или разделительная работа) и характер резерва (явный, неявный).

Выбранная схема рисуется в записке.

Пример. Для питания котельно-радиаторного завода с максимальной нагрузкой 18 МВА принимаем глубокий ввод двумя линиями электропередачи. Система шин РУ вторичного напряжения 6 кВ одинарная, секционированная по числу силовых трансформаторов. Для уменьшения стоимости подстанции принимаем схему без выключателей на стороне высшего напряжения (при напряжении 110 кВ) с перемычкой, оборудованной определителями (рисунок 2,а) или с выключателями и разъединителями на стороне высшего напряжения при вводе напряжением 35 кВ (рисунок 2,б). Резерв линий и трансформаторов неявный. В нормальном режиме линий и трансформаторы работают раздельно.

а) б)

Рисунок 2 – Варианты схем электроснабжения

5 Выбор рационального напряжения

В данном пункте следует определить величину рационального напряжения ввода: 35 кВ, 110кВ или 220 кВ.

Увеличение напряжения ввода является прогрессивным, так как при этом уменьшаются потери электроэнергии, улучшаются возможности для последующего расширения производства. Однако увеличение напряжения связано с усложнением эксплуатации оборудования, увеличением капиталовложений, поэтому вопрос о рациональном напряжении ввода следует решать сравнением двух или более вариантов по технико-экономическим показателям . Рекомендуется следующий порядок решения этого вопроса, одного из самых сложных в проекте.

Намечая два (можно три) наиболее вероятных в данных условиях задания варианта: 35/6 кВ, 35/10 кВ, 110/6 кВ, 110/10 кВ, 220/6 кВ, 220/10 кВ. При выборе возможных вариантов учитывают величину нагрузки и расстояние от системы до питающей подстанции. Также для определения наиболее подходящих напряжений можно пользоваться таблицей /Приложение 1, таблица 24/

Для каждого варианта в соответствии со схемой (рисунок 2) ориентировочно выбирается основное оборудование: линия, силовые трансформаторы, выключатели, разъединители.

Сечение провода определяется по экономической плотности тока /Приложение 1, таблица 3/, учётом потерь но корону. При двух линиях, работающих о неявном резерве, расчёт ведётся по току рабочего режима.

Силовые трансформаторы выбираются ориентировочно по полной мощности потребителя с учётом резерва. Наиболее экономичны двух трансформаторные подстанции. Каталожные данные трансформаторов выписывают в виде таблицы 2.

Электрические аппараты выбираются по току нагрузки аварийного режима с учётом схемы. Например, для схемы а) на рисунке 2 следует выбирать шесть разъединителей на напряжение 110 кВ, а для схемы б- три выключателя и восемь разъединителей на напряжении 35 кВ .

Распределительное устройство 6(10) кВ в каждом варианте одинаково, поэтому в расчёте капитальных затрат не входит. Для каждого варианта определяются капитальные затраты и эксплуатационные расходы. При числе вариантов более трех сравнение вариантов делается по общим затратам.

Капитальные затраты:

К = К_л + К_тр + К_об,,

где К_л - затраты на сооружение линий;

К_тр - затраты на приобретение и монтаж трансформаторов;

К_об - затраты на приобретение и монтаж основного оборудования.

Капитальные затраты следует определять с учётом монтажа и прочих расходов по укреплённым показателям стоимости элементов систем электроснабжения /Приложение 1, таблица 4 и 5/.

Данные по расчёту капитальных затрат в каждом варианте рекомендуется свести в таблицы 2 и 3.

Эксплутационные расходы

С_э = С_п + С_а + С_эп ,

где С_п - стоимость потерь электрической энергии, тыс. руб;

С_а - амортизационные отчисления, тыс. руб;

С_эп - стоимость содержания эксплуатационного персонала, тыс. руб;

Стоимость потерь определяется

С_п = rР_год∙С_о∙10 ^-3, тыс. руб/год,

где С_о - стоимость 1 кВт∙ч электрической энергии, руб/ кВт∙ч;

rР_год. - потери активной энергии в год, кВт∙ч.

Потери энергии в год определяются как сумма потерь в линиях и силовых трансформаторах

rР_год = rР_л + rР_тр.

Потери в линиях определяются или по максимальному току, или по удельным потерям. Потери активной энергии в трансформаторах определяются по приведённым потерям мощности. Приведённые потери включают в себя не только потери активной мощности в самих трансформаторах при работе в заданном режиме, но и потери активной мощности, которые возникают по всей цепочке питания от генераторов электростанции до рассматриваемых трансформаторов из-за потребления трансформаторами реактивной мощности.

Амортизационные отчисления на различные виды оборудования даются в процентах от капитальных затрат /Приложение 1, таблица 6/.

Общие затраты определяются:

З= С_э+0,15∙К.

где 0,15- нормативный коэффициент капиталовложений (для расчетов в электроэнергетике).

Данные расчетов по вариантам рекомендуется свести в таблицу 4. При применении двух вариантов выбирают вариант с меньшими капитальными затратами и эксплуатационными расходами. Если в одном варианте меньше капитальные затраты, а в другом - эксплуатационные расходы, определяется срок окупаемости:

Т= (К₁-К₂)/(С_э2-С_э1), лет,

где К₁ и К₂- капитальные затраты по вариантам;

С_э1 и С_э2- эксплуатационные расходы по вариантам.

При сроке окупаемости до 7-ми лет принимается вариант с меньшими эксплуатационными расходами.

При сроке окупаемости выше 7-ми лет принимается вариант с меньшими капитальными затратами. При сравнении трех вариантов и более принимается вариант с меньшими общими затратами.

Пример. Выбрать рациональное напряжение ввода на ГПП завода.

Исходные данные: S_max= 20 МВА, L= 4,5 км, C_o= 1 коп/кВт•ч, К_э=0.1 кВт/квар, Т= 4500 ч, cosφ =0.9.

Вторичное напряжение - 6кВ.

Пользуясь таблицей /Приложение 1, таблица 24/ намечаем два варианта по напряжению:

Вариант 1 - 35/6кВ,

Вариант 2 - 110/6кВ.

Определяем технико-экономические показатели для каждого варианта.

Расчетный ток (при максимальной нагрузке):

I_расч1=

I_расч2=

Сечение проводов воздушной линии по экономической плотности тока.

S_эк1= ,

где jэк- экономическая плотность тока /Приложение 1, таблица 3/.

Принимаем две одноцепные линии с проводами АС-150 (с учетом минимальных потерь на корону) на унифицированных типовых железобетонных опорах; стоимость 1 км линии 3,5 тыс. руб./Приложение 1, таблицы 8..9/.

S_эк2= ,

где jэк- экономическая плотность тока /Приложение 1, таблица 3/.

Принимаем две одноцепные линии с проводами АС-70 (с учетом минимальных потерь на корону) на унифицированных типовых железобетонных опорах; стоимость 1 км линии 5,6 тыс. руб /Приложение 1, таблицы 10…11/.

Выбираем для каждого варианта по два силовых трансформатора мощностью по 16 МВА с регулированием под нагрузкой. Стоимость одного трансформатора для варианта напряжением 35/6 кВ 2979 тыс.руб, трансформатора для варианта напряжением 110/6кВ 4789 тыс.руб. /Приложение 1, таблица 5/.

Таблица 2 Параметры силовых трансформаторов

По току нагрузки в аварийном режиме выбираем для каждого варианта оборудование:

Вариант 1. Выключатели ВМД-35 и разъединители РД-35.

Вариант2. Разъединители РНД-110.

Расчет капитальных затрат по вариантам сводим в таблицу 2 и 3.

Таблица 3 Капитальные затраты по варианту 1

Таблица 4 Капитальные затраты по варианту 2

Потери активной энергии в линиях.

ΔР_л.год1 = п∙ΔР_л∙L∙к_з.л²∙τ=2∙149∙4,5∙0,37∙2800=514000 кВт∙ч

где п – число линий;

ΔР_л – потери мощности на 1 км линии АС-150 /Приложение 1, таблица 8..9/;

К_зл - коэффициент загрузки линии при максимальной нагрузке:

где I_max1=165 А – ток линии в рабочем режиме ( )

I _доп – длительно-допускаемый ток на провод АС – 150 /Приложение 1, таблица 8..9/;

τ – время потерь, ч.; определяется в зависимости от cosφ и годового использования максимума нагрузки в год /Приложение 1, рисунок 14/.

ΔЭ_л.год2=п∙ΔР_л∙L∙к_з.л²∙τ =2∙125∙4,5∙0,2²∙2800=126000 кВт•ч;

Приведенные потери активной энергии в трансформаторах.

По первому варианту:

где ΔР_хх , ΔР_кз , I_хх , U_к – каталожные данные трансформатора (таблица 2)

к_э – экономический эквивалент реактивной мощности (задание), кВт/квар;

Т – действительное время работы трансформатора в год, ч;

к_зт – коэффициент загрузки трансформатора при максимальной нагрузке.

п – количество работающих трансформаторов.

По второму варианту:

Стоимость потерь активной энергии:

С_п1 = С_о∙(Э_л + Э_{тр. 1}) = 0,01 (514000 + 1010000) = 15240 руб.

С_п2 = 0,01 (126000 + 2178000) = 23040 руб.

Амортизационные отчисления:

где Р_л, Р_тр, Р_в – амортизационные отчисления на линии, трансформаторы, выключатели(и разъединители), % /Приложение 1, таблица 6/

Отчисления на обслуживание оборудования

где Р_л, Р_тр, Р_в – отчисления на текущий ремонт и обслуживание, % /Приложение 1, таблица 6/

Общие эксплуатационные расходы:

С_э1 = С_п1 + С_а1 + С_эп1 = 15,24+7,44+3,8 = 26,5 тыс.руб.

С_э2 = 23,04 + 9,68 + 4,78 = 37,5 тыс.руб.

Общие затраты при нормативном коэффициенте эффективности капиталовложений 0,15:

З₁ = С_э1 + 0,15 К₁ = 26,5 + 0,15•152,5 = 49,3 тыс.руб.

З₂ = 37,5 + 0,15•176,1 = 63,9 тыс.руб.

Данные расчетов для удобства сравнения сводим в таблицу 5.

Таблица 5 Сводная таблица для сравнения вариантов

Из таблицы 5 видно, что все показатели первого варианта (ввод напряжением – 35 кВ с трансформацией на 6 кВ) ниже, следовательно, рациональным, напряжением ввода для данных условий будет ввод 35 кВ.

Определение рационального напряжения можно найти по формуле:

Если К₂ > К₁, а С_э2 < С_э1 ( или К₁ > К₂, а С_э1 < С_э2 ).

6 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП

Количество трансформаторов на подстанции и их мощность должны удовлетворять условию надёжности электроснабжения, минимальным капитальным затратам и наиболее экономичному режиму загрузки трансформатора. для потребителей первой и второй категорий наибольшее распространение получили двухтрансформаторные подстанции с неявным резервом и раздельной работой трансформаторов.

Мощность трансформаторов выбирают так, чтобы в нормальном режиме трансформаторы имели загрузку, при которой потери минимальны. При этом капитальные затраты должны быть минимальными, а при выходе одного из трансформаторов из строя, второй обеспечил бы нормальную работу потребителей при условии перегрузки его в пределах. допускаемых ПУЭ. При неравномерном графике нагрузки допускается перегрузка трансформатора в часы максимума, но не более величины, определяемой по " Кривым кратностей допустимых перегрузок силовых трансформаторов" /Приложение 1, рисунок 15/. В послеаварийном периоде допускается перегрузка трансформатора на 40% на время максимумов общей суточной продолжительностью не более 6 часов в сутки в течении не более 5 суток. При этом коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформатора в условиях его перегрузки должен быть не более 0,75 %.

Рекомендуется следующий порядок выбор трансформаторов:

1) определяется число трансформаторов с учетом категории потребителей;

2) намечаются два или три возможных варианта мощности трансформаторов с учётом допустимой нагрузки их в нормальном режиме и допустимой перегрузки в послеаварийном режиме;

3) для каждого варианта определяются капитальные затраты и эксплуатационные расходы (стоимость потерь электрической энергии в трансформаторах и амортизационные отчисления);

4). выбирается наиболее экономичный вариант с учётом возможности расширения подстанции.

Капитальные затраты, потери электроэнергии и амортизационные отчисления определяются аналогично примеру, приведённому в разделе 5 при выборе рационального напряжения.

Пример. Выдрать число и мощность трансформаторов для ГПП завода с условиями: S_max=115 MBA к_зг=0,7;продолжительность работы с максимальной нагрузкой в сутки n=2 часа. Потребители 1-ой категории составляют 50 % общей нагрузки. Первичное напряжение - 35 кВ, вторичное - 6 кВ, к_э=0,1кВт/квар. Время фактической работы Т= 8000 ч. Время потерь τ = 6000 ч, С_о = 0,1 коп/кВт∙ч.

С учётом категории потребителей намечаем ГПП с двумя трансформаторами.

При номограмме /Приложение 1, рисунок 15/при К_зг=0,7 и п=2 часа определяем коэффициент допустимой систематической перегрузки трансформаторов к_дп=1,18.

Намечаем два возможных варианта мощности трансформаторов.

Вариант 1. Два трансформатора по 6,3 МВА. В нормальном режиме трансформаторы будут работать с неполной нагрузкой. Коэффициент загрузки в часы максимума:

Допустимая перегрузка в послеаварийный период составит 1,4∙6,3 = 8,8 МВА > 0,5∙11,5=6,75, что примерно (0,5 – 50% потребители первой категории).

Вариант 2. Два трансформатора мощностью по 10 МВА. В нормальном режиме трансформаторы будут работать с недогрузкой. Коэффициент загрузки в часы максимума

.

Допустимая перегрузка в послеаварийный период составит 1,4∙10=14 > 11,5 МВА, что приемлемо.

Вариант 3. Два трансформатора мощностью по 4 МВА. Допустимая максимальная мощность с учетом перегрузки 1,18 составит к_дп∙2∙S_ном.т.=1,18∙2∙4=9,45 < 11,5 МВА.

Третий вариант не удовлетворяет условию допускаемой систематической перегрузки, поэтому в дальнейшем не рассматривается.

Каталожные данные трансформаторов заносим в таблицу 6.

Таблица 6 Каталожные данные трансформаторов

Определяем капитальные затраты:

К₁ =2∙15,9= 31,8 тыс.руб. /Приложение 1, таблица 14/.

К₂ =2∙28,3 = 56,6 тыс.руб. /Приложение 1, таблица 14/.

Стоимость потерь электрической энергии в год:

Амортизационные отчисления:

С_а1 = 0,1∙К₁ = 0,1∙31,8=3,18 тыс.руб.

С_а2 = 0,1∙К₂ = 0,1∙56,6=5,66 тыс.руб.

где 0,1 – амортизационные отчисления на оборудование подстанций – 10%.

Общие эксплуатационные расходы:

С_э1 =C_n1 + C_a1 =10,65+3,18= 13,86тыс. руб.

С_э2 = С_п2 + С_а2 =8.96+5.66=14,62тыс. руб.

Общие ежегодные затраты:

3₁ = Р_н∙К₁+С_э1=0,15∙3,18+13,86= 18,63тыс. руб.

3₂ =0,15∙56,6+14,62=23,11 тыс. руб

Первый вариант с установкой двух трансформаторов мощностью по 6,3 MBА является более рациональным.

Примечание . Если общие ежегодные затраты по вариантам незначительно отличаются друг от друга, то с учётом динамики разбития предприятия и его дальнейшего расширения целесообразнее выбирать вариант с большей мощностью трансформаторов (или с большим напряжением при выборе рационального напряжения).

В послеаварийном режиме трансформатор может взять нагрузку 1,4∙6,3 = 8,3 MBА. Потребители первой категории составляют 0,5∙115 =5,75 MBА, Потребители второй и третей категории допускают перерыв в питании время, необходимое для восстановления нормального электроснабжения

Принимаются к установке два трансформатора мощностью по 6,3 MBA .

7 Расчет токов короткого замыкания

В соответствии с задачей, поставленной в курсовом проекте значения токов и мощности короткого замыкания необходимы для выбора устойчивого к действию токов короткого замыкания оборудования и токоведущих частей на стороне первичного и вторичного напряжений ГПП. Исходя из этих соображений, и составляют расчетную схему и схему замещения.

При составлении этих схем следует чётко представлять режим работы линий и трансформаторов при раздельной работе линий и трансформаторов значения токов короткого замыкания будут иными, чем при параллельной. Расчёт ведется для рабочего режима. Мощность системы считается бесконечно большой.

При заданной мощности короткого замыкания на шинах вторичного напряжения питающей подстанции . сопротивление до этих шин можно определить следующим образом:

х_с* = ;

где S_б – базисная мощность. Принимаемая произвольно; MBА;

S_к - мощность короткого замыкания на шинах вторичного напряжения питающей подстанции (указанно в задании как мощность системы), MBА.

Если в задании даны количество и мощность трансформаторов. установленных на питающей подстанции, рекомендуется поступать следующим образом.

В каталоге на силовые трансформаторы /Приложение 1, таблица 14/ находится двух или трёхобмоточный трансформатор или автотрансформатор указаний мощности любого типа со вторичным (или средним для трёхобмоточных) напряжением, соответствующим напряжению ввода на ГПП. Из каталога выписывается напряжение короткого замыкания выбранного трансформатора, необходимое для расчёта его сопротивления. Условно можно считать, что трансформаторы на районной подстанции работают параллельно.

Пример 1. Определить токи и мощность короткого замыкания для выбора оборудования и токоведущих частей ГПП. Основные данные для расчёта указаны на схеме. Мощность к.з. на шинах вторичного напряжения питающей подстанции S_к = 1200 MBA.

Составляем расчётную схему и схему замещения. Линии и трансформаторы работают раздельно.

а) б)

Рисунок 3 – Расчетная схема а) и схема замещения б) к примеру 1

Принимаем: S_б=100 МВА; U_б1=115 В; U_б2=6,3 В.

Определяем базисные токи:

Определяем относительные базисные сопротивления элементов схемы:

Системы ,

Линии ,

Трансформатора

Определяем результирующее сопротивление:

х_{рез. к}=х_с*=0,08

х_{рез. к}= х_с*+х_л*=0,08+0,03=0,11

х_{рез. к}=х_{рез. к} +х_тр*=0,11+0,66=0,77

Определяем токи и мощность короткого замыкания для точки К:

;

I_ук1=2,55∙_п1=2,55∙6,25=15,9 кА;

S_к1= ∙U_б1∙I_п1 = ∙115∙6,25=1200 МВА

Определяем токи и мощность короткого замыкания для точки К1:

;

I_ук1 = 2,55∙I_п1 =2,55∙4,5=11,5 кА;

S_к1= ∙U_б1∙I_п1 =3∙115∙4,5=900 МВА.

Определяем токи и мощность короткого замыкания для точки К2:

;

I_ук2= 2,55∙I_п2 =2,55∙12,0=30,5 А;

S_к2= ∙U_б2∙I_п2= ∙6,3∙12=131 МВА

Данные расчетов заносим в таблицу 7.

Таблица 7 Сводная таблица расчетов токов короткого замыкания

Расчетная точка	хрез*	Iп = , кА	Iу, кА	Sк , МВА
К	0,08	6,25	15,9
К 1	0,11	4,5	11,5
К 2	0,77	12,0	30,5

Пример 2. Определить результирующие сопротивления цепи короткого замыкания до точек К₁ и К₂.

ГПП. Основные данные для расчета указаны на схеме. Напряжение ввода на ГПП U_ном.1 = 110 кВ.

Составляем расчетную схему и схему замещения (рисунок 4).

а) б)

Рисунок 4 - Расчетная схема а) и схема замещения б) к примеру 2

Принимаем: S_б = 100 МВА; U_б1 =115 кВ; U_б2 =10,5 кВ

Определяем базисные токи:

Примечание: линии и трансформаторы ГПП работают раздельно.

Определяем относительные базисные сопротивления элементов схемы:

Системы х_с=0

Линии ,

Трансформатора

Определяем результирующие сопротивления:

Определяем токи и мощность короткого замыкания для точки К₁

;

I_ук1 = 2,55∙I_п1 = 2,55∙16,7=42,5 кА;

S_к1= ∙U_б1∙I_п1 =3∙115∙16,7=5667 МВА.

Определяем токи и мощность короткого замыкания для точки К₂:

;

I_ук2= 2,55∙I_п2 =2,55∙12,2=31,2 А;

S_к2= ∙U_б2∙I_п2= ∙10,5∙12,2=221,6 МВА

Данные расчетов заносим в таблицу 8.

Таблица 8 Сводная таблица расчетов токов короткого замыкания

Расчетная точка	хрез*	Iп = , кА	Iу, кА	Sк , МВА
К1	0,03	16,7	42,5
К2	0,45	12,2	31,2	221,6

8 Расчет и выбор питающих линий