 ПОЗНАВАТЕЛЬНОЕ Сила воли ведет к действию, а позитивные действия формируют позитивное отношение Как определить диапазон голоса - ваш вокал Игровые автоматы с быстрым выводом Как самому избавиться от обидчивости Противоречивые взгляды на качества, присущие мужчинам Вкуснейший "Салат из свеклы с чесноком" Натюрморт и его изобразительные возможности Применение, как принимать мумие? Мумие для волос, лица, при переломах, при кровотечении и т.д. Как научиться брать на себя ответственность Зачем нужны границы в отношениях с детьми? Световозвращающие элементы на детской одежде Как победить свой возраст? Восемь уникальных способов, которые помогут достичь долголетия Классификация ожирения по ИМТ (ВОЗ) Глава 3. Завет мужчины с женщиной
Оси и плоскости тела человека - Тело человека состоит из определенных топографических частей и участков, в которых расположены органы, мышцы, сосуды, нервы и т.д.
| Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия
Технико-экономическое обоснование схемы покажем на примере одного предприятия. Пусть для варианта С напряжением 35 кВ на ГПП выбраны два трансформатора ТРДН-25000/35 с коэффициентами загрузки в нормальном режиме Кзн = 0,655 и послеаварийном Кзл = 1,31. При сравнении вариантов внешнего электроснабжения необходимо решить следующие вопросы. 1. Определить потери электроэнергий в силовых трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТРДН-25000/35 [5, табл.17-6]:
∆Pxx = 29 кВт; ∆Ркв = 120кВт; Txx = 0,75%; Uкз = 10,5%
Потери мощности в трансформаторах: ∆Рт = N
∆QT = N Потери электроэнергии в трансформаторах ∆Ат = N(∆Рхх Тр + К2зн ∆Ркз Г) = 2(29*8760+0,6552*120*4900)= =504*103 квт*ч (4.36) Где Г – годовое число часов максимальных потерь, определяемое из соотношения: Г = В последнем выражении Тм – годовое число часов использования получасового максимума активной нагрузки [2, табл.2-3]; Тг – годовое число часов работы предприятия [2, табл.2-1]. 2. Рассчитать линию электропередачи от районной подстанции энергосистемы по ГПП предприятия. Нагрузка в начале линии Sрл = = Расчетный ток одной цепи линии напряжением 35кВ. Iрл = Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи линии) Iп = 2 Iрл = 2-251 = 502 А (4.40)
Сечение проводов линии находим по экономической плотности тока (jэ = 1,1 А/кв.мм, [3 табл. 2-35]) Fэ = Выбираем ближайшее меньшее стандартное сечение. Провод АС- 185/24 имеет длительно допустимый ток Iд = 520 А [7, табл.12-52] и удельные сопротивления ro = 0,159 Ом/км и Х0 = 0,409 Ом/км [9, табл.31-4]. Выбранный провод воздушной линии должен быть проверен на коронирование. Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме Iд = 520 А > IП = 502 А (4.42) Потери активной энергии в проводах линии за год ∆АА = N(3I2рл ro = 2(3*2512*0,159*9*4900) = 2,65*106 кВт/ч (4.43)
3. Рассчитать токи короткого замыкания в начале отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы и на вводах ГПП или ЦРП. В задании на курсовое проектирование указана мощность короткого замыкания и считается, что на питающей подстанции энергосистемы есть напряжения 220, 110, 35 и 10 или 6 кВ. При выборе вариантов схем внешнего электроснабжения предприятия были приняты два напряжения (см.п.4.6): одно - большее, рациональное напряжение Uрацi, имеется на подстанции энергосистемы, а другое, меньшее - получается с помощью понижающего трансформатора, установленного на той же подстанции. Соотношение мощностей понижающего трансформатора энергосистемы и трансформатора ГПП должно быть S Исходная Схема питания промышленного предприятия и схеме замещения для расчета токов короткого замыкания приведены на рис 4.4. Определяем параметры схемы замещения. При мощности короткого замыкания энергосистемы Sс = 2600 МВ*А и базисной мощности Sб=1000 МВ*А за базисное напряжение принимаем UБ = 37, кВ. Сопротивление системы в относительных единицах Xc =
Ток короткого замыкания в точке К1 (периодическая слагающая Int принимается неизменной в течение всего процесса замыкания) Iк1= Int = Ino = Ударный ток короткого замыкания Iуд = Где Ку – ударный коэффициент, Ку = 1,8 [4, табл. 5-4]. Апериодическая составляющая Iot = Здесь ТQ - постоянная времени затухания апериодической составляющей, для установок напряжением выше 1000 В ТQ = 0,06 о [2, с 119]. Расчет тока короткого замыкания в точке К2 проводится аналогично. При расчете тока короткого замыкания для варианта с напряжением 110 кВ параметры понижающего трансформатора энергосистемы не учитываются| так как питание промышленного предприятия осуществляется с шин напряжением 110 кВ питающей подстанции энергосистемы. При оформлении пояснительной записки допускается расчет токов короткого замыкания в схеме внесшего электроснабжения для основного варианта приводить в разделе «Расчет токов короткого замыкания» а при выборе электрооборудования по данному варианту ссылаться на соответствующие расчетные данные этого раздела. Для второго варианта, который не будет принят, расчет токов короткого замыкания следует приводить в данном разделе. 4. Выбрать коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе ГПП или ЦРП. Выбор и проверка выключателей производится по следующим параметрам [9, с.364]: 1) номинальному напряжению Uс ≤ Un (4.51) 2) номинальному току Iраб.утяж. ≤ IH (4.52) где Iраб.утяж – рабочий ток выключателя в наиболее тяжелом режиме Iраб.утяж = 3) номинальному току электродинамической стойкости - симметричному Iпо ≤ Iдин (4.54) - ассиметричному Jуд.макс. = 4) номинальному току отключения - симметричному Int ≤ IOTK , (4.56) - ассиметричному
Где Вн – процентное содержание апериодической составляющей в токе короткого замыкания. Определяется по зависимости Вн = t/j (Г) (рис. 4.5), здесь Г = tзмин + tв - время от начала короткого замыкания до отключения выключателя; tзмин = 0,01 с – минимальное время действия релейной защиты; tв - собственное время отключения выключателя по каталогу:
5) номинальному импульсу квадратичного тока (термической стойкости) Вк = Паспортные данные для выключателей IH, Iдин, Iотк, Iтер, tтер, tв приведены в справочниках [2, табл.2-65, 2-66, 2-67; 8, раздел 22-5]. Разъединители и отделители выбираются по номинальному напряжению (Uc ≤ UH), номинальному длительному току (Iраб.утяж ≤ IH), а в режиме короткого замыкания проверяются по электродинамической (jуд.макс ≤ Iдин) и термической (Вк ≤ Вк.доп) стойкости. Условия выбора короткозамыкателей аналогично выбору разъединителей и отделителей за исключением проверки по номинальному току. Паспортные данные указанных аппаратов приведены в справочнике [2, табл. 2-71, 2-72, 2-73; 8, раздел 22-8]. Для защиты оборудования ГПП от перенапряжений выбираются разрядники [9, раздел 22-10]. Результаты выбора и проверки аппаратов по каждому виду рекомендуется сводить в Таблицу по форме 4.6. Форма таблицы 4.6.
5. Определить технико-экономические показатели сравниваемых схем внешнего электроснабжения. Технико-экономические показатели трансформатора энергосистемы при сравнении вариантов не рассматриваются - учитываются только коммутационная аппаратура отходящих линий от питателей подстанции энергосистемы, воздушные или кабельные линии до ГПП или ЦРП, вводные коммутационные аппараты ГПП или ЦРП и понижающие трансформаторы (для ГПП). При определении стоимости разъединителей, отделителей, разрядников, короткозамыкателей следует помнить, что в каталогах их стоимость дается для одного полюса. Годовые приведенные затраты находятся по выражению З = где Еt - общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, являющиеся суммой нормативного коэффициента эффективности Ен = 0,12, отчислений на амортизацию Eui – и расходов на обслуживание Eoj : Ej = EH + Euо + Eoj. Отчисления на амортизацию, обслуживание и текущий ремонт могут быть приняты по данным [4, с.82]; Кj- сумма капитальных затрат j-й группы одинаковых элементов (например, силовых трансформаторов, ячеек РП и т.д.). Стоимости отдельных элементов схемы электроснабжения определяют по прейскурантам и справочникам. При этом для упрощения расчетов полагается, что капитальные вложения в систему электроснабжения (или рассматриваемую её часть) производятся единовременно. Стоимость монтажа электрооборудования при технико-экономическом сравнении с целью упрощения расчетов принимается одинаковой для рассматриваемых вариантов и поэтому может не учитываться; Сэ- стоимость годовых потерь электроэнергии; У - народнохозяйственный ущерб от перерывов электроснабжений, определяется для вариантов, неравноценных по надежности. Для учебного проектирования рассматриваются равнонадежные варианты и показатель У, таким образом, из расчетов исключается. Результаты расчетов экономических показателей сводятся в таблицу, в которой указывается выбранное электрооборудование. Пример технико-экономических расчетов для варианта напряжением 35 кВ приведен в табл.4.6. При проектировании электроснабжения промышленных предприятий стоимость потерь электроэнергии должна быть определена по действующим тарифам на электроэнергию для той энергосистемы, от которой предусматривается питание данного предприятия. Стоимость потерь электроэнергии по двухставочноцу тарифу Сэ = (∆Ат + ∆АА) Здесь C где С1о - удельная стоимость потерь электроэнергии; 1,3...1,05 - для сетей напряжением 110 кВ и выше; 1,02...1,08 - для сетей напряжением 36 кВ; 1,07..1,11 - для сетей напряжением 6,10 кВ. По приведенной методике рассчитываются технико-экономические показатели и второе варианта схемы внешнего электроснабжения. Результаты сравнения вариантов сводятся в таблицу по форме 4.7.
Форма таблицы 4.7
Таблица 4.6.
Если приведенные затраты для рассмотренных схем электроснабжения приблизительно одинаковы, то фи выборе оптимального варианта следует обратиться к техническим показателям. При сравнении вариантов внешнего электроснабжения таким показателем является величина напряжения питания. Согласно «Правилам устройства электроустановок» следует принимать вариант сети более высокого номинального напряжения даже в том случае, когда его экономические показатели на 10...15% хуже, чем варианта сети с меньшим номинальным напряжением.
|
кВт ; (4.34)
квар (4.35)
(4.37)
(4.38)
МВ*А
(4.39)
(4.41)
г) =
≥ 2,5…3 S 
, а в случае сооружения на предприятии ЦРП - S 
(4.44)
(4.45) Сопротивление воздушной линии 35 кВ Хлх = 
(4.46) Определяем ток короткого замыкания в точке К1. Суммарное сопротивление Х1 – Хсх = Хтсх = 2,07 (4.47)
= 
кА (4.48)
кА (4.49)
(4.50)
; (4.53)
≤ Iдин.макс. = 
; (4.55)
≤ 
, (4.57)
≤ 
tтер = Вкдоп (4.58)
, тыс.руб./год (4.59)
(4.60)
= δ( 
), (4.61)
- основная ставка тарифа, руб/кВт*год; 
- стоимость одного кВт*ч электроэнергии, руб./кВт-ч; Кн = ∆РЭ/∆РМ - отношение потерь активной мощности предприятия ∆РЭ в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям активной мощности предприятия определяется на основании графиков нагрузок предприятия и энергосистемы, либо по таблице [6, с.45]; δ - поправочный коэффициент, приближенно равный: