Электроснабжение отрасли
Расчет максимальной токовой защиты. Выбор рационального напряжения. Расчет токов короткого замыкания. Определение числа и мощности трансформаторных подстанций. Расчетные условия для выбора проводников и аппаратов по продолжительным режимам работы.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | методичка |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 07.03.2015 |
| Размер файла | 249,8 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru
Размещено на http://www.allbest.ru
Содержание
Введение
1. Требования, предъявляемые к проекту
2. Содержание и объем проекта
3. Электрические нагрузки. Графики нагрузок
4. Выбор схемы электроснабжения
5. Выбор рационального напряжения
6. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов ГПП
7. Расчет токов короткого замыкания
8. Расчет и выбор питающих линий
9. Определение местоположения ГПП. Определение числа и мощности трансформаторных подстанций
10. Выбор электрооборудования подстанции
10.1 Расчетные условия для проверки аппаратуры и токоведущих частей по режиму короткого замыкания
10.2 Расчетные условия для выбора проводников и аппаратов по продолжительным режимам работы
10.3 Выбор сборных шин
10.4 Выбор выключателей
10.5 Выбор разъединителей
10.6 Выбор изоляторов
10.7 Выбор трансформаторов тока
10.8 Выбор трансформаторов напряжения
11. Релейная защита трансформаторов ГПП
11.1 Расчет дифференциальной защиты
11.2 Расчет максимальной токовой защиты
11.3 Защита от перегрузки
11.4 Газовая защита
11.5 Защита от перенапряжений
12. Расчёт заземляющего устройства ГПП
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. 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 следует определить номинальную активную и реактивную мощности. Затем по приведенному в задании генплану предприятия определяются площади цехов, после определения коэффициента плотности осветительной нагрузки 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 кс - коэффициент спроса;
tg? - коэффициент мощности.
Номинальная осветительная нагрузка:
,кВт
где Руд - 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
|
№ цеха |
Установленная мощность цеха, кВт |
Коэффициент спроса, кс |
Коэффициент мощности cos? |
Номинальные нагрузки |
Осветительная нагрузка |
Максимальные нагрузки |
||||||
|
Рном, кВт |
Qном, квар |
Руд, Вт/м2 |
F, М2 |
Росв, кВт |
Рmax, кВт |
Qmax, квар |
Smax, кВА |
Графики нагрузок
В зависимости от характера промышленного предприятия, для которого проектируется подстанция,
Выбирается график суточной нагрузки и график годовой по продолжительности На этих графиках нагрузка выражена в процентах, причем за 100% приняты максимальная активная и максимальная реактивная мощности. напряжение токовый замыкание трансформаторный
Зная, Рmax и Qmax, 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 Тmax.
Пример. Построить суточный график активной и реактивной нагрузок локомотивостроительного завода и вычислить основные параметры. Исходные данные:p Рmax =20МВ*А; сos =0.8 Пользуясь графиками 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.
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, 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 = Кл + Ктр + Коб,,
где Кл - затраты на сооружение линий;
Ктр - затраты на приобретение и монтаж трансформаторов;
Коб - затраты на приобретение и монтаж основного оборудования.
Капитальные затраты следует определять с учётом монтажа и прочих расходов по укреплённым показателям стоимости элементов систем электроснабжения. Данные по расчёту капитальных затрат в каждом варианте рекомендуется свести в таблицы 2 и 3.
Эксплутационные расходы
Сэ = Сп + Са + Сэп ,
где Сп - стоимость потерь электрической энергии, тыс. руб;
Са - амортизационные отчисления, тыс. руб;
Сэп - стоимость содержания эксплуатационного персонала, тыс. руб;
Стоимость потерь определяется
Сп = Ргод•Со•10 -3, тыс. руб/год,
где Со - стоимость 1 кВт•ч электрической энергии, руб/ кВт•ч;
Ргод. - потери активной энергии в год, кВт•ч.
Потери энергии в год определяются как сумма потерь в линиях и силовых трансформаторах
Ргод = Рл + Ртр.
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.
Общие затраты определяются:
З= Сэ+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)/(Сэ2-Сэ1), лет,
где К1 и К2- капитальные затраты по вариантам;
Сэ1 и Сэ2- 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: Smax= 20 МВА, L= 4,5 км, Co= 1 коп/кВт*ч, Кэ=0.1 кВт/квар, Т= 4500 ч, cos? =0.9.
Вторичное напряжение - 6кВ.
Пользуясь таблицей 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):
Iрасч1=
Iрасч2=
Сечение проводов воздушной линии по экономической плотности тока.
Sэк1=,
где jэк- экономическая плотность тока .
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/.
Sэк2=,
где jэк- экономическая плотность тока.
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
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. .
Таблица 2 Параметры силовых трансформаторов
|
Тип |
Потери (кВт) |
Ток холостого хода Iхх, % |
Напряжение КЗ Uк, % |
Примечание |
||
|
Холостого хода Рхх, кВт |
Короткого замыкания Ркз, кВт |
|||||
|
ТД-16000/35 |
17,8 |
90 |
0,75 |
8 |
||
|
ТД-16000/110 |
45 |
101 |
2,8 |
2,8 |
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
|
Наименование оборудования |
Ед.изм. |
Кол-во единиц |
Стоимость (тыс.руб.) |
Примечание |
||
|
единицы |
всего |
|||||
|
1 Силовой трансформатор ТД - 16000/35 |
шт |
2 |
29,79 |
59,5 |
||
|
2 Выключатель ВМД-35 |
шт |
3 |
5,18 |
15,5 |
||
|
3 Разъединители РД-35 |
шт |
8 |
0,7 |
5,6 |
||
|
4 ЛЭП АС - 150 |
км |
9 |
3,5 |
31,5 |
||
|
Итого по варианту |
112,1 |
Таблица 4 Капитальные затраты по варианту 2
|
Наименование оборудования |
Ед.изм. |
Кол-во единиц |
Стоимость (тыс.руб.) |
Примечание |
||
|
единицы |
всего |
|||||
|
1. Силовой трансформатор ТД-16000/110 |
Шт. |
2 |
47,89 |
95,5 |
||
|
2. Разъединитель РНД-110 |
Шт. |
6 |
5,14 |
30,84 |
||
|
4. ЛЭП АС-70 |
Км. |
9 |
5,6 |
50,4 |
||
|
Итого по варианту |
176,74 |
Потери активной энергии в линиях.
?Рл.год1 = п•?Рл•L•кз.л2•?=2•149•4,5•0,37•2800=514000 кВт•ч
где п - число линий;
?Рл - потери мощности на 1 км линии АС-150;
Кзл - коэффициент загрузки линии при максимальной нагрузке:
где Imax1=165 А - ток линии в рабочем режиме ()
I доп - длительно-допускаемый ток на провод АС - 150;
? - время потерь, ч.; определяется в зависимости от cos? и годового использования максимума нагрузки в год .
?Эл.год2=п•?Рл•L•кз.л2•? =2•125•4,5•0,22•2800=126000 кВт*ч;
Приведенные потери активной энергии в трансформаторах.
По первому варианту:
где ?Рхх , ?Ркз , Iхх , Uк - каталожные данные трансформатора (таблица 2)
кэ - экономический эквивалент реактивной мощности (задание), кВт/квар;
Т - действительное время работы трансформатора в год, ч;
кзт - коэффициент загрузки трансформатора при максимальной нагрузке.
п - количество работающих трансформаторов.
По второму варианту:
Стоимость потерь активной энергии:
Сп1 = Со•(Эл + Этр. 1) = 0,01 (514000 + 1010000) = 15240 руб.
Сп2 = 0,01 (126000 + 2178000) = 23040 руб.
Амортизационные отчисления:
где Рл, Ртр, Рв - амортизационные отчисления на линии, трансформаторы, выключатели(и разъединители), %
Отчисления на обслуживание оборудования
где Рл, Ртр, Рв - отчисления на текущий ремонт и обслуживание, %
Общие эксплуатационные расходы:
Сэ1 = Сп1 + Са1 + Сэп1 = 15,24+7,44+3,8 = 26,5 тыс.руб.
Сэ2 = 23,04 + 9,68 + 4,78 = 37,5 тыс.руб.
Общие затраты при нормативном коэффициенте эффективности капиталовложений 0,15:
З1 = Сэ1 + 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
|
Вариант |
Капитальные затраты К, тыс.руб. |
Эксплуатационные расходы Сэ, тыс.руб. |
Потери электроэнергии в год ?Ргод, тыс. кВт•ч/год |
Общие затраты З, тыс.руб/год |
|
|
1 35/6 кВ |
112,1 |
26,5 |
1524 |
49,3 |
|
|
2 110/6 кВ |
176,74 |
37,5 |
2304 |
63,9 |
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 Сэ2 < Сэ1 ( или К1 > К2, а Сэ1 < Сэ2 ).
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" . 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: Smax=115 MBA кзг=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, кэ=0,1кВт/квар. Время фактической работы Т= 8000 ч. Время потерь ? = 6000 ч, Со = 0,1 коп/кВт•ч.
С учётом категории потребителей намечаем ГПП с двумя трансформаторами.
При номограмме при Кзг=0,7 и п=2 часа определяем коэффициент допустимой систематической перегрузки трансформаторов кдп=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 кдп•2•Sном.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
|
Трансформатор (МВА) |
Потери (кВт) |
Ток холостого хода, Iхх, % |
Напряжение короткого замыкания Uк, % |
||
|
Холостого хода, ?Рхх, кВт |
Короткого замыкания ?Ркз, кВт |
||||
|
6,3 |
8,0 |
46,5 |
0,9 |
7,5 |
|
|
10,0 |
12,3 |
65,0 |
0,8 |
7,5 |
Определяем капитальные затраты:
К1 =2•15,9= 31,8 тыс.руб./.
К2 =2•28,3 = 56,6 тыс.руб. .
Стоимость потерь электрической энергии в год:
Амортизационные отчисления:
Са1 = 0,1•К1 = 0,1•31,8=3,18 тыс.руб.
Са2 = 0,1•К2 = 0,1•56,6=5,66 тыс.руб.
где 0,1 - амортизационные отчисления на оборудование подстанций - 10%.
Общие эксплуатационные расходы:
Сэ1 =Cn1 + Ca1 =10,65+3,18= 13,86тыс. руб.
Сэ2 = Сп2 + Са2 =8.96+5.66=14,62тыс. руб.
Общие ежегодные затраты:
31 = Рн•К1+Сэ1=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:
хс* = ;
где Sб - базисная мощность. Принимаемая произвольно; MBА;
Sк - 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 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 Sк = 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: Sб=100 МВА; Uб1=115 В; Uб2=6,3 В.
Определяем базисные токи:
Определяем относительные базисные сопротивления элементов схемы:
Системы ,
Линии ,
Трансформатора
Определяем результирующее сопротивление:
хрез. к=хс*=0,08
хрез. к= хс*+хл*=0,08+0,03=0,11
хрез. к=хрез. к +хтр*=0,11+0,66=0,77
Определяем токи и мощность короткого замыкания для точки К:
;
Iук1=2,55•п1=2,55•6,25=15,9 кА;
Sк1= •Uб1•Iп1 =•115•6,25=1200 МВА
Определяем токи и мощность короткого замыкания для точки К1:
;
Iук1 = 2,55•Iп1 =2,55•4,5=11,5 кА;
Sк1= •Uб1•Iп1 =3•115•4,5=900 МВА.
Определяем токи и мощность короткого замыкания для точки К2:
;
Iук2= 2,55•Iп2 =2,55•12,0=30,5 А;
Sк2= •Uб2•Iп2=•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 |
1200 |
|
|
К 1 |
0,11 |
4,5 |
11,5 |
900 |
|
|
К 2 |
0,77 |
12,0 |
30,5 |
131 |
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 Uном.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: Sб = 100 МВА; Uб1 =115 кВ; Uб2 =10,5 кВ
Определяем базисные токи:
Примечание: линии и трансформаторы ГПП работают раздельно.
Определяем относительные базисные сопротивления элементов схемы:
Системы хс=0
Линии ,
Трансформатора
Определяем результирующие сопротивления:
Определяем токи и мощность короткого замыкания для точки К1
;
Iук1 = 2,55•Iп1 = 2,55•16,7=42,5 кА;
Sк1= •Uб1•Iп1 =3•115•16,7=5667 МВА.
Определяем токи и мощность короткого замыкания для точки К2:
;
Iук2= 2,55•Iп2 =2,55•12,2=31,2 А;
Sк2= •Uб2•Iп2=•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 |
Подобные документы
Определение числа и места расположения трансформаторных подстанций. Электроснабжение населенного пункта, расчет сети по потерям напряжения. Оценка распределительной сети, потерь напряжения. Расчет токов короткого замыкания. Выбор аппаратов защиты.
курсовая работа [266,8 K], добавлен 12.03.2013Определение электрических нагрузок линий напряжения 0,38 кВ, расчет трансформаторных подстанций полных мощностей, токов и коэффициентов мощности; токов короткого замыкания. Выбор потребительских трансформаторов. Электрический расчет воздушных линий 10 кВ.
курсовая работа [207,7 K], добавлен 08.06.2010Определение номинальной мощности силовых трансформаторов. Ограничение токов короткого замыкания. Выбор электрических схем распределительных устройств, шинных конструкций и электрических аппаратов. Расчетные условия для выбора аппаратов и проводников.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 22.06.2015Выбор проводов линии, числа и места расположения трансформаторных подстанций. Расчет сечения проводов линии по методу экономических интервалов мощностей, токов короткого замыкания, аппаратов защиты, заземления. Мероприятия по защите от перенапряжений.
курсовая работа [608,4 K], добавлен 18.11.2010Расчет электрических нагрузок, мощности освещения и токов трехфазного короткого замыкания. Выбор числа и мощности трансформаторов, компенсирующих устройств и аппаратов защиты. Подбор сечений проводников. Проверка автомата на коммутационную способность.
реферат [1,1 M], добавлен 16.05.2012Выбор напряжения для силовой и осветительной сети. Расчёт освещения цеха. Определение электрических нагрузок силовых электроприёмников. Выбор мощности и числа цеховых трансформаторных подстанций, компенсирующих устройств. Расчёт токов короткого замыкания.
курсовая работа [736,3 K], добавлен 14.11.2012Система распределения электроэнергии на предприятии. Выбор рационального напряжения питания. Определение мощности и количества трансформаторных подстанций. Расчет токов короткого замыкания, параметров схемы замещения. Выбор элементов электроснабжения.
дипломная работа [1,6 M], добавлен 02.10.2014Выбор схемы и линий электроснабжения оборудования. Расчет электрических нагрузок, числа и мощности питающих трансформаторов. Выбор компенсирующей установки, аппаратов защиты. Расчет токов короткого замыкания и заземляющего устройства и молниезащиты.
курсовая работа [663,0 K], добавлен 04.11.2014Выбор напряжений участков электрической сети объекта. Расчет электрических нагрузок методом упорядоченных диаграмм. Определение числа и мощности трансформаторов, типа и числа подстанций. Расчет токов короткого замыкания. Релейная защита элементов.
курсовая работа [210,6 K], добавлен 30.09.2013Расчет электрических нагрузок и определение допустимых потерь напряжения в сети. Выбор числа и мощности трансформатора, место расположения подстанций. Определение потерь энергии в линиях, их конструктивное выполнение и расчет токов короткого замыкания.
курсовая работа [704,3 K], добавлен 12.09.2010
