Рефераты. Реконструкция электроснабжения г. Барнаула







2.2 Определение центра зоны рассеяния

Каждый приемник электроэнергии (ТП, РП, промышленное предприятие) работают в соответствии со своим графиком нагрузки. Нагрузки приемников с течением времени изменяются в соответствии с технологическим процессом производства. Поэтому нельзя говорить о ЦЭН как о стабильной точке, координаты ЦЭН в каждый момент времени будут принимать значение, определенные нагрузками графика.

Рассмотрим приемники электроэнергии района электроснабжения, для каждого приемника существуют графики нагрузок, тогда координаты ЦЭН являются значениями функции времени:

                                                                                 (2.5)

                                                                                               (2.6)

Эти функции описывают перемещения ЦЭН, значения их, вычисленные в дискретные моменты времени t=1, 2, 3…24Т, образуют множество точек, заполняющих некоторую область, которую называют зоной рассеяния ЦЭН.

3 Выбор числа и мощности трансформаторов

потребителей с учетом компенсации реактивной мощности

Выбор оптимальной мощности низковольтных батарей конденсаторов (НБК) осуществляется одновременно с выбором трансформаторов потребителей электрической энергии, т.е. при выборе числа и мощности трансформаторов должен решаться вопрос об экономически целесообразной мощности реактивной энергии, передаваемой через трансформатор в сеть напряжением 0,4 кВ.

Рассчитаем мощность трансформаторов, устанавливаемых на подстанции 2 цех элеватора – МИС, при числе трансформаторов N равное 2.

Определяем мощность трансформаторов по формуле:

,                                                                               (3.1)

где  - число трансформаторов,

      - коэффициент загрузки трансформаторов; принимаем  равным 0,7 (для потребителя 2-й категории).

 кВА

Принимаем к установке два трансформатора мощностью кВА.

Находим реактивную мощность, которую можно предать через трансформаторы в сеть 0,4 кВ.

квар                                                 (3.3)

Мощность НБК по первому этапу расчета

                                                                              (3.4)

 1577,3 – 1441,677 = 135,623 квар

Определяем дополнительную мощность НБК по условию снижения потерь по формуле

,                                                                  (3.5)

где - расчетный коэффициент, зависящий от расчетных параметров Кр1 и Кр2 и схемы питания.

Значение Кр1 зависит от удельных потерь, приведенных затрат на НБК и потерь активной мощности. Значение Кр1 принимаем по таблице [4] равным15. Значение Кр2 принимаем по таблице равным 10. В зависимости от выбранных Кр1 и Кр2 по кривым определяем значение =0,45, тогда

,

т.е. =1,7, тогда = 135,6 + 1,7=137,3 кВар.

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 Sпик > Sср и определим коэффициент начальной нагрузки Кз и коэффициент перегрузки Кп' по формулам:

                                                                                           (4.3)

,                                                                                          (4.4)

где вместо  принимаем среднее значение мощности .

Полученное значение  меньше, чем 0,9 Кmax = 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 Кп = 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 SH = 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 SHТ2 = 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 Иб=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 xуд – 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.

Таким образом

 кА                                                        (5.7)

Ударный ток в рассматриваемой точке составит

 кА,                                          (5.8)

где - ударный коэффициент.

Для точки короткого замыкания  принимаем Uб=10,5 кВ, Sб=125 МВА

кА

С учетом влияния сопротивления нагрузки xнагр = 1,2 суммарное сопротивление до точки К2 составит:

                     (5.9)

                              (5.10)

 кА                                                     (5.11)

кА

 МВА                            (5.12)

Для точки короткого замыкания расчетные точки достаточно взять на шинах ГПП (точка К2), т.к. протяженность линии незначительна (l = 0,84 км).

Для расчета заземлания ГПП (К1) необходимо определить ток однородного к.з. в точке К1. Для этого составляем схему нулевой последовательности до точки К1, в которую войдет лишь линия 110 кВ своим индуктивным сопротивлением. Сопротивление нулевой последовательности линии определяется из соотношения  [7]. Отсюда = 3 , где Ом, = 3×2 = 6 Ом.

Сопротивление трансформатора 125 МВА в именованных единицах равно

 Ом                                               (5.13)

Ом.

Результирующее сопротивление схем обратной и прямой последовательности равны

= =14 Ом

Ток однофазного к.з. в точке К1 составит:

 кА        (5.14)


5.2 Расчет токов короткого замыкания в электроустановках до 100

В элеватора


Расчет токов к.з. в сети напряжением 0,4 кВ выполняем в именованных единицах. Все элементы сети на стороне ВН трансформатора рассматриваются как источник неограниченной мощности. Работа трансформаторов предприятия раздельная. Сопротивление элементов схемы высшего напряжения до трансформатора предприятия в именованных единицах составляет

 Ом, = 0,07 Ом.

Приводим сопротивление ситемы электроснабжения к напряжению  0,4 кВ

 мОм           (5.15)

 мОм                        (5.16)

Определяем сопротивление трансформаторов предприятия

 мОм                                            (5.17)

мОм (5.20)

Рассчитаем ток к.з. в точке К1 (рисунок 2) на вводе низшего напряжения ТП.

Суммарное реактивное сопротивление равно

 мОм                                   (5.21)

Суммарное сопротивление активное (кроме сопротивлений элементов системы электроснабжения высшего напряжения и трансформатора ТП) должно учитывать переходные сопротивления контактов. Для этой цели в расчет вводим добавочное сопротивление, которое на шинах подстанции составит             15 мОм.

 мОм         (5.22)

Ток в точке К1 равен:

 кА                           (5.23)

Ударный ток в точке К1

 кА                                    (5.24)

Аналогично рассчитываем ток к.з. в других точках цеховой сети, при этом учитываем сопротивление контактов. Результаты расчетов приведены в таблице 5.1.


Таблица 5.1 – Расчетные значения токов к.з. в низковольтной сети

Точка

xS, мОм

rдоб, мОм

rS, мОм

IК, кА

iуд, кА

К2

13,22

20

70,23

3,23

4,56

К3

13,22

20

70,23

3,23

4,56

К4

13,22

20

70,23

3,23

4,56

К5

13,22

20

70,23

3,23

4,56

К6

9,72

25

98,83

2,32

3,28

К7

8,58

25

71,33

3,21

4,53

К8

9,11

25

67,83

3,38

4,76

К9

5,71

25

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18



2012 © Все права защищены
При использовании материалов активная ссылка на источник обязательна.