Меню
Поиск



рефераты скачать Проект системы электроснабжения оборудования для группы цехов "Челябинского тракторного завода – Уралтрак"


∆Рт = 2∙(25+0,422∙115) = 90,10 кВт.


∆Qт = 2∙(1165,36 кВар.

Потери электрической энергии в трансформаторах:


∆Ат = N∙(∆Рхх ∙ Тг + ∙∆Ркз∙τ),                                                         (4.1)


где Тг = 8760 часов – годовое число часов работы предприятия;

τ – годовое число часов максимальных потерь, определяется из соотношения:


τ = (0,124 + = (0,124 + ч,


где Тм – годовое число использования 30 минутного максимума активной нагрузки тм = 3770 часов (Л1. Таблица 24-23).


∆Ат = 2∙(25 ∙8760 + 0,422∙115∙2199) = 526,174∙103 кВт∙ч

Рассчитаем линию электропередачи от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции. Нагрузка в начале линии:


Sр.л = ;                                                          (4.2)

МВА. 


Расчетный ток одной цепи линии:


Iр.л = ;                                                                              (4.3)

А.


Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи):

;                                                                                       (4.4)

А


Сечение проводов линии нахожу по экономической плотности тока jэ=1,1 А/мм2:


 Fэ = ;                                                                                   (4.5)

 мм2.


Выбираю стандартное сечение. Провод АС-240/39, Iдоп=610А, r0=0,122 Ом/км, х0=0,372 Ом/км. Выбранный провод при напряжении 35кВ по условию коронирования не проверяется.

Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме: 610 > 577 А

Потери активной энергии в проводах линии за 1 год:


;                                                             (4.6)

ΔАл = 2·(3·1762·0,122·2·2199)/1000 = 99,374·103 кВт·ч.


 Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах ГПП.

Исходная схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведены на рисунке 4.1. Определяем параметры схемы замещения. Нам задана мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы Sк = 650 MBA. Принимаем базисную мощность Sб = 1000 MBА, и базисное напряжение Uб = 37 кВ.

Суммарное сопротивление системы в относительных единицах:


ХСΣ = ;               (4.7)

ХСΣ =  о.е.


Сопротивление воздушной линии 35 кВ в относительных единицах:


Хл =   ;         (4.8)

Хл =  о.е.

а) б)

Рисунок 4.1 - Исходная схема и схема замещения для расчета токов  короткого замыкания.


Определим ток короткого замыкания в точке К-1 (X1 = XСΣ = 1,52 о.е.). Ток короткого замыкания в точке К-1 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса замыкания):


Iк1 = Int = In0 = ;                                                             (4.9)

Iк1 = .


Ударный ток короткого замыкания:


Iу = ,                                                                               (4.10)


где Ку =1,72- ударный коэффициент (Л2 таблица 2.45)


Iу = .

Выбираем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию.

t = ,              (4.11)

где tc.з = 0,01 - время срабатывания защиты;

 tc.в -собственное время отключения (с приводом) выключателя.

t = 0,01 + 0,03= 0,04 с.

Апериодическая составляющая:


Ia.t = ,                                                                     (4.12)


где Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установок напряжением выше 1000 В Та = 0,03 с.


Ia.t = .


Принимаем к установке выключатель типа: ВГБЭ-35-элегазовый


Вк = Iпо2 ( t0 + Ta );                                                                       (4.13)

Вк = 10,142 ∙ (0,055+ 0,03) = 8,74 кА2 ∙ с.


Определим ток короткого замыкания в точке К-2:


Х2 = =1,54+0,54 = 2,08 о.е.

Iк2 = .

Iу = .

Iat = .

 Устанавливаем выключатель типа: ВГБЭ-35-элегазовый


Вк = Iпо2 ( t0 + Ta );

Вк = 10,14 2 ∙ (0,055 + 0,02) = 8,74 кА2 ∙ с.


Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 4.1.


Таблица 4.1 - Паспортные данные выключателя и разъединителя.

Расчётные данные

Каталожные данные

Выключатель

Разъединитель

ВГБЭ-35-40/630 У1

РДЗ-35-1000-УХЛ1

 

 

U, кВ

35

Uном, кВ

35

35

Imax, А

546,14

Iном, А

630

1000

Iп,о=Iп,τ, А

10,14

Iоткл, кА

40

-

Iat, кА

3,78

iа ном, кА

12,50

-

Iуд, кА

24,67

iдин, кА

40

63

Bk, кА^2 ∙ с

8,74

Iтерм^2*tтерм

4800

1875


Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-У-35/38,5. На вводе в ГПП устанавливается аналогичная коммутационная аппаратура.


4.2 Вариант 110 кВ


Определим потери мощности в силовых трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТДН-25000/110: Рхх = 25 кВт, Ркз = 120 кВт, Iхх = 0,65%, Uк =10,5%. Потери мощности в трансформаторах по (2.7) и (2.8):


∆Рт = 2×(25+0,422×120) = 92,53 кВт,

1255,36 квар.


Потери электрической энергии в трансформаторах по (4.1):


∆Ат = 2·(25 ∙8760 + 0,42·120·1255,36) = 531516 кВт∙ч.


Рассчитаем линию электропередачи от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции по (4.2 – 4.6).

Нагрузка в начале линии:


кВА.


Расчетный ток одной цепи линии:


А.

 

Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи):


А.


Сечение проводов линии нахожу по экономической плотности тока jэ=1,1 А/мм2:


 мм2.

Выбираю ближайшее стандартное сечение. Провод АС-70/11, Iдоп = 265 А, r0=0,42 Ом/км, х0=0,416 Ом/км. Выбранный провод проходит по условию коронирования.

Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме: 265 > 184 А

Потери активной энергии в проводах линии за 1 год:


ΔАл = 2·(3·572·0,42·2·2199)/1000 = 35385 кВт·ч.


Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящих линии от подстанции энергосистемы и на вводах ГПП по формулам (4.8 – 4.13). Исходная схема и схема замещения для расчетов короткого замыкания приведены на рисунке 4.2. Определяем параметры схемы замещения. Нам задана мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы Sс = 5000 MBA. Принимаем базисную мощность Sб = 1000 MBА, и базисное напряжение Uб = 115 кВ.


Рисунок 4.2 - Исходная схема и схема замещения для расчета токов  короткого замыкания 110 кВ.


Суммарное сопротивление системы в относительных единицах:


о.е.

Сопротивление воздушной линии 110 кВ в относительных единицах:


 о.е.


Определим ток короткого замыкания в точке К-1 (X1 = XС = 0,29 о.е.). Ток короткого замыкания в точке К-1 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса замыкания):


 кА.


Ударный ток короткого замыкания:


iу =  кА,


где Ку =1,72- ударный коэффициент.

Выбираем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главную понизительную подстанцию.

Намечаем к установке выключатель типа: ВГТ-110-элегазовый


t = 0,01 + 0,05 = 0,06 с.


Апериодическая составляющая:


Ia.t =  = 4,81 кА,


где Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установок напряжением выше 1000 В Та = 0,03 с.

Тепловой импульс выделяемый током короткого замыкания:

Вк = 25,12 ∙ (0,06 + 0,03) = 56,71 кА2 ∙ с.


Определим ток короткого замыкания в точке К-2:


Х2 = Х1 + ХЛ = 0,2+0,06 = 0,26 о.е,

.

кА.


Устанавливаем выключатель типа: ВГТ-110-элегазовый колонкового типа.

Тепловой импульс выделяемый током короткого замыкания:

Вк = 19,12 ∙ (0,06 + 0,03) = 32,8 кА2 ∙ с.

Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные сведены в таблицу 4.2.


Таблица 4.2-Выбор коммутационной аппаратуры в начале отходящих линий от подстанции.

Расчётные данные

Каталожные данные

Выключатель

Разъединитель

ВГТ-110-40/2500 У1

РДЗ - 110 - 1000 - У1


 

U, кВ

110

Uном, кВ

110

110

Imax, А

175,72

Iном, А

2500

1600

Iп,о=Iп,τ, А

25,10

Iоткл, кА

40

-

Iat, кА

4,81

iа ном, кА

40,00

-

Iуд, кА

61,06

iдин, кА

102

100

Bk, кА^2 ∙ с

56,71

Iтерм^2*tтерм

4800

4800


Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-У-110/77, в нейтраль силового трансформатора включаем ОПН-У-110/56, ЗОН-110У-IУ1 (Iн = 400 А, tтер = 119 кА2с).

На вводе в ГПП устанавливается аналогичная коммутационная аппаратура.


4.3 Технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения


При сравнении вариантов учитываются: коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы, воздушные линии, вводные коммутационные аппараты главной понизительной подстанции, силовые трансформаторы главной понизительной подстанции.

Годовые приведенные затраты:


,                                                                            (4.14)

Еi = Ен + Еаi + Еmрi ,                                                                                                                            (4.15)


где Еi – общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, являющиеся суммой нормативного коэффициента эффективности Ен, отчислений на амортизацию Еаi и расходов на текущий ремонт.

Кi – сумма капитальных затрат i-ой группы одинаковых электроприемников.

Сэ – стоимость годовых потерь электроэнергии.

При проектировании сетей электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:


Сэ = (∆Ат + ∆Ал)∙С0 ,                                                                                                                            (4.16)

 ,                                                                        (4.17)


где С0 – удельная стоимость потерь электроэнергии;

α – основная ставка тарифа;

Показатели вариантов сведены в таблицы 4.3 и 4.4.


Таблица 4.3- Технико - экономическое сравнение - 35 кВ

Электроэнергия






α, р/(кВт*год)

2163,36

τ, ч

2199






β, р/(кВт*ч)

1,04

Км

0,93






δ

1,02

Со, р/(кВт/ч)

1,99






Наимен-ие оборуд-ия

Единицы измерения

Количество

Стоим.ед., тыс. руб.

Кап. вложения, тыс. руб.

Отчисления, о.е.

Затраты, тыс.руб.

Потери эл. эн-ии, кВт*ч

Стоим. потерь электр-ии, тыс. руб.

Ен

Етр

Еа

Итого

Трансформатор силовой

шт

2

4500

9000

0,12

0,01

0,063

0,19

1737

526174

1 049

ТРДН-25000/35

ВЛ 35 кВ на ЖБ опорах

км

2

480,5

961

0,12

0,004

0,028

0,15

146,1

99374

198

Выключатель

шт

4

300

1200

0,12

0,01

0,063

0,19

231,6

-

-

ВГБЭ-35-40/630 У1

Разъединитель

шт

6

70

420

0,12

0,01

0,063

0,19

81,1

-

-

РДЗ-35-1000-УХЛ1

ОПН

шт

6

13

78

0,12

0,01

0,063

0,19

15,1

-

-

ОПН - 35У1

Трансформатор тока

шт

6

5

30

0,12

0,01

0,12

0,25

7,50

-

-

ТВ-35-1200

ИТОГО

 

 

 

11689

 

 

 

 

2218

625548

1247

 

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11




Новости
Мои настройки


   рефераты скачать  Наверх  рефераты скачать  

© 2009 Все права защищены.