Электроснабжение предприятия по производству деталей к автомобилям
Сопротивление трансформаторов,
приведённое к 10 кВ определяется по формуле:
где Рк. з. - потери
короткого замыкания, кВт [4. табл.13.]. Расчёт проводится для каждой из ТП, исходя
из 2-х вариантов мощности трансформаторов (максимальной и минимальной).
;
;
Эквивалентное сопротивление всей
схемы
Таблица 4.5. Сопротивления
трансформаторов
№ ТП
|
|
Потери КЗ, кВт
|
R, Ом
|
1 вариант
|
2 вариант
|
|
|
1 вариант
|
2 вариант
|
ТП1
|
1000
|
630
|
12,2
|
8,5
|
1,22
|
2,4
|
ТП2
|
1600
|
1600
|
18
|
18
|
0,703
|
0,703
|
ТПЗ
|
1000
|
1000
|
12,2
|
12,2
|
1,22
|
1,22
|
ТП4
|
1000
|
630
|
12,2
|
8,5
|
1,22
|
2,14
|
'Ш5
|
630
|
400
|
8,5
|
5,5
|
2,14
|
3,44
|
ТП6
|
1000
|
1000
|
12,2
|
12,2
|
1,22
|
1,22
|
Входные реактивные мощности
энергосистемы для соответствующих магистралей имеют следующие значения:
Распределение реактивной
мощности от энергосистемы по трансформаторам отдельных магистралей приводится в
таблице 4.6., там же находится значения минимальных мощностей компенсирующих
устройств по магистралям. Рассмотрим магистраль М1.
Таблица 4.6. Распределение
реактивной мощности
Магистраль
|
|
|
|
|
|
М1
|
227,8/1525,9
|
146,8/983,3
|
81/542,6
|
1426,9-1351,8
|
720,9-683
|
М2
|
187,7/527,9
|
187,7/527,9
|
-
|
1289,9-1117,4
|
|
М3
|
125,6/1090,3
|
49,6/430,6
|
76/659,7
|
378,4-358,6
|
435,4-480,5
|
М4
|
183,8/617,5
|
183,8/617,5
|
-
|
1212,66-1050,9
|
|
Выбор КУ при компенсации на
стороне 10 кВ
Выбираются следующие
компенсационные устройства:
2хУК10,5-1125ЛУЗ+1хУК10,5-900ЛУЗ+1хУК10,5-400ЛУЗ=3550кВар
Определение Sтmin при компенсации реактивной мощности на стороне 0,4кВ.
Выбор ККУ:
Магистраль М1:
;
Магистраль М2:
Магистраль М3:
;
Магистраль М4:
Минимальная мощность
трансформаторов:
,
результаты приведены в таблице 4.6.
Результаты выбора КУ и мощности
трансформаторов для вариантов компенсации реактивной мощности на стороне 10 и
0,4 кВ сведены в таблице 4.7.
Таблица 4.7. Результаты
выбора КУ и мощности трансформаторов для дух вариантов
Магистраль
|
Варианты
|
Трансформатор Т1
|
ТрансформаторТ2
|
|
|
|
|
М1
|
I
|
1600
|
ЗхЗ00+108
|
1000
|
-
|
II
|
1600
|
-
|
630
|
2x200+150
|
М2
|
I
|
1000
|
2x150+2x108
|
-
|
-
|
II
|
1000
|
-
|
-
|
-
|
М3
|
I
|
630
|
3x150
|
1000
|
-
|
II
|
400
|
-
|
630
|
300+200+150
|
М4
|
I
|
1000
|
300+324
|
-
|
-
|
II
|
1000
|
|
-
|
-
|
Используются следующие
соотношения:
где Етп, Екл
- общие ежегодные отчисления от капиталовложения на ГП и кабельные линии. Етп
=0,223; Екл=0,165 [4]; Ктп - стоимость ТП с минимальным
количеством оборудования на сторонах НН и ВН; Екл - стоимость
кабельной линии с учётом строительных работ.
-
удельные затраты на КУ,
установленные на стороне 10 кВ
Зо =Ео (Кя+Ккn) +ЕрОк - Кя, Кк,
Кр –
соответственно стоимость ячейки,
вакуумного выключателя и регулятора АРКОН с приставкой ППЗ.
-
затраты на компенсирующие
устройства на магистрали М1
Эксплуатационные затраты:
где Стхх - стоимость
потерь электроэнергии в трансформаторе при холостом ходе, Со - удельная
стоимость потерь активной мощности, -стоимость потерь
электроэнергии в сети 10 кВ и в трансформаторах от. протекания активных
нагрузок, СДО - стоимость потерь электроэнергии в сети 10 кВ и в
трансформаторах от протекания реактивных нагрузок, К-матрица узловых
сопротивлений, Ррi-матрица
расчетных нагрузок i-х трансформаторов
Суммарные приведенные затраты:
В качестве примера
рассматривается магистраль М1.
Вариант 1:
Вариант 2:
ТП2-трансформатор S=1600 кВА, ТП1-трансформатор S=630
кВА.
Зтп=0,22313568+0,2235064=4154,9
руб.
Зкл=271,4ру5.
Затраты на КУ складываются да
затрат на потери энергии в конденсаторах и отчислений от стоимости ККУ,
соответственно для мощностей.
Остальные расчеты проводятся
аналогично, результаты расчетов приведенных затрат по вариантам сведены в
таблице 4.8
Результаты расчётов приведённых
затрат 4.8
№
Магистр али
|
Вариант
|
|
|
|
|
|
|
Руб.
|
%
|
М1
|
I
|
4749
|
271
|
2870
|
4218
|
12110
|
-
|
-
|
II
|
4155
|
271
|
3103
|
2897
|
10430
|
1680
|
13,8
|
М2
|
I
|
5143
|
32,522
|
473,23
|
839,1
|
6488
|
-
|
-
|
II
|
5143
|
32,522
|
543,85
|
810,5
|
6530
|
-42
|
-0.6
|
М3
|
I
|
2853
|
446,9
|
2051
|
2582
|
7932
|
-
|
-
|
II
|
2195
|
446,9
|
2113
|
1165
|
5920
|
2012
|
25,4
|
М4
|
I
|
5143
|
162,6
|
1161
|
916,6
|
7384
|
-
|
-
|
II
|
5143
|
162,6
|
1438
|
805,7
|
7549
|
-165
|
-2,1
|
Для магистралей М1 и М3
экономичным оказался второй вариант с минимальной мощностью трансформаторов и
установкой КУ на стороне 0,4 кВ.
Хотя для М2 и М4 экономически
равноценны оба варианта, но учитывая технические преимущества применения
БК-0,4кВ для них также принимаются второй вариант мощности трансформаторов.
Технические преимущества второго
варианта складываются из возможности подключения БК-0,4кВ в питающей сети до 1
кВ, что разгрузит эти сети от перетоков реактивной мощности и уменьшит потери
мощности в этой сети.
Обслуживание БК-0,4кВ
значительно проще чем БК-10кВ т.к для их обслуживания необходима более высокая
квалификация электриков и по правилам техники безопасности при обслуживании
БК-10кВ необходим наряд на ведение работ и участие порой не менее трех человек.
БК-10кВ размещены на ГПП или РП - 10кВ, а это не разгружает кабельные линии от
перетоков реактивной мощности и энергии в этих сетях, что видно из таблицы 4.8
по эксплуатационным затратам (Зэ).
Распределение устройств 110 кВ
главной понизительной подстанции выполняется по схеме "Два блока с
выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии". ОРУ
обеспечивает надежность работы, безопасность и удобство в обслуживании при
минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение
крупноблочных узлов заводского
изготовления.
Все аппараты ОРУ располагаются на
невысоких основаниях из
возможности механизации монтажа
и ремонта оборудования. Шины выполняются гибкими из многопроволочных проводов и
крепятся с помощью опорных изоляторов на железобетонных порталах.
Распределительное устройство 10
кВ выполняется из шкафов КРУН серии К-59.
Схема изображена на рис.5.1. В
нормальных условиях выключены все аппараты кроме разъединителей QS3, QS4. Наличие перемычки дает
возможность связи трансформатора Т1 с линией W2 и
трансформатора Т2 с линией WI. При работе с одной ЛЭП WI и трансформаторами Т1 и Т2 должны быть включены
разъединители QS3, QS4 и
отключен разъединитель QS2. Режим работы с двумя ЛЭП и
одним трансформатором менее вероятен, так как ЛЭП WI и W2 должны быть рассчитаны на передачу всей мощности между
источником питания и подстанцией.
На ГПП устанавливаются два
трансформатора типа ТДН-16000/110. Регулирование напряжения осуществляется под
нагрузкой.
Технические характеристики
трансформатора Таблица 5.1
|
|
|
|
|
Cтоимость т. р.
|
ТДН-16000/110
|
18
|
85
|
10,5
|
0,7
|
48
|
Для установки на ГПП
рассматриваются маломасляные выключатели, обладающие следующими достоинствами: небольшое
количество масла служащего дугогасящей средой и частично изоляцией между
разомкнутыми контактами; относительно малая масса; удобный доступ к
дугогасительным контактам.
К недостаткам маломасляных
выключателей относятся взрыво и пожароопасность, хотя и значительно меньшая,
чем у баковых выключателей, невозможность осуществления быстродействующего АПВ,
и необходимость периодического контроля, доливки, относительно частот замены
масла в дугогасительных бачках, трудность установки встроенных трансформаторов
тока.
На ГПП устанавливается два
выключателя типа ВМТ-110, выбор которых будет рассматриваться ниже.
На подстанции принимаются
разъединители типа РНДЗ-110 горизонтально-поворотные. Разъединители
двухколонковые, с заземляющими ножами, которые приспособлены работать и в
зимнее время и при гололеде, выбор разъединителей будет рассматриваться ниже.
На ГПП для защиты от
перенапряжений устанавливаются вентильные разрядники типа РВС-110. Разрядник
разряжает волну перенапряжений на землю с последующим немедленным восстановлением
нормальной изоляцией сети по отношению к земле.
Системы 110 кВ работают с
эффективно-заземлённой нейтралью.
В качестве РУНН применяется
комплектное распределительное устройство наружной установки. При применении
комплектных устройств повышается общее качество электроустановки, надёжность её
работы, удобство и безопасность её обслуживания, обеспечивается быстрое
расширение и мобильность при реконструкции. Электромонтаж сводиться лишь к
установке различных комплектных электроустройств и присоединению их к
электрическим сетям. Комплектные устройства полностью со всеми аппаратами,
измерительными приборами и вспомогательными изготавливаются комплектуются и
испытываются на заводе и в собранном виде доставляются на место установки. КРУН
предназначены для открытой установки вне помещений. Оно состоит из
металлических шкафов со встроенными в них аппаратами, приборами, устройствами
защит и управления. Шкафы КРУН имеют уплотнения, обеспечивающие защиту
аппаратуры от загрязнения и атмосферных осадков, КРУН рассчитываются для работы
при температурах окружающего воздуха от
Для выполнения РУНН применяются
шкафы КРУН серии К-59. К-59 предусматривает однорядную установку шкафов с
коридором для обслуживания. Основные коммутационными аппаратом в шкафах серии
К-59 является вакуумный выключатель ВВЭ-10 на токи до 1600 А. В качестве
трансформатора собственных нужд ТСН используется трансформатор типа ТМ
мощностью до 63 кВА, а также трансформаторы тока серии ТЛМ-10 и трансформаторы
напряжения типа НАМИ.
Для расчета токов короткого
замыкания необходимо составить расчётную схему, соответствующую нормальному
режиму работы системы электроснабжения, считая, что трансформаторы работают
раздельно, и схему замещении (рис.7,8)
Расчёт токов короткого замыкания
проводится в относительных единицах. По заданной мощности короткого замыкания Sкз = 1000 МВА проводится расчёт установившихся токов
короткого замыкания. За базисные величины принимаются:
Определение параметров схемы
замещения: Система: Ес=1
Трансформатор:
Рассматривается трехфазное
замыкания в точке К-2:
Периодический ток короткого
замыкания:
Апериодический ток короткого
замыкания:
[8.
табл.3.8]
tотк =
0,2 [8. рис.3.62], определяется по расчётным зонам токов короткого замыкания (Та
= 0,02 с)
Ударный ток короткого замыкания:
Рис 5.1 Расчётная схема Рис.5.2
Схема замещения
Двухфазное замыкание в точке К-2:
Однофазное замыкание в точке К-2:
Для определения однофазного тока
короткого замыкания составляются схемы замещения трех последовательностей - прямой,
обратной и нулевой
Рассматриваются короткие
замыкания в точке короткого замыкания К-3:
Трёхфазное КЗ:
Периодический ток короткого
замыкания:
Апериодический ток короткого
замыкания:
Та = 0,03 для системы
связкой со сборными шинами 6-10 кВ, где рассматривается короткое замыкание
через трансформаторы мощностью 32 МВА [8 табл.3.8]
Ударный ток короткого замыкания:
Двухфазное короткое замыкание в
точке К-3:
Рассматривается короткое
однофазное замыкание в точке К-1:
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10
|