Калейніков Г.Є., Розен В.П. Електротехнічні системи електропостачання (укр) - файл n1.doc

Калейніков Г.Є., Розен В.П. Електротехнічні системи електропостачання (укр)
скачать (1739 kb.)
Доступные файлы (6):
n1.doc1853kb.18.09.2009 09:31скачать
n2.doc638kb.16.03.2009 12:00скачать
n3.doc1388kb.20.09.2007 11:52скачать
n4.doc101kb.24.09.2009 19:40скачать
n5.doc982kb.15.04.2009 16:25скачать
n6.doc432kb.15.04.2009 16:32скачать

n1.doc

1   2   3   4   5   6



Таблиця 3 – Дані розрахунків електричних навантажень освітлювальних установок по заводу

Таблиця №4 – Дані розрахунків повного електричного навантаженого по заводу


Найменування

приміщення

,

кВт

.,

кВт

,

кВт

.,

квар

,

квар

,

квар

,

кВА
















































Компресорна станція:


+

+

+

+

+

+

+

– високовольтний двигун компресорної станції







+







+





(14)

Розрахункова активна потужність високовольтних двигунів обчислюється з врахуванням коефіцієнта завантаження





де кз – коефіцієнт завантаження, приймається

Рном – номінальна потужність двигуна, кВт;

tg – відповідає номінальному соs двигуна.

При використанні синхронних двигунів слід мати на увазі, що заводська уставка коефіцієнта потужності складає 0,8, по спеціальному замовленню 0,9, при цьому синхронний двигун використовується як генератор реактивної потужності, тобто в розрахунках реактивна потужність береться зі знаком “мінус”.

Приблизна потужність заводу:

(15)

де – коефіцієнт суміщення максимумів навантаження, приймається ;

і і-й цех або підрозділ підприємства;

n – кількість цехів або підрозділів підприємства.
2.4 Картограма та положення центру електричних навантажень

При проектуванні для рішення питання про розміщення на території підприємства підстанцій на генеральний план підприємства, наноситься картограма електричних навантажень, яка являє собою ряд кіл у центрах навантаження окремих будівель, цехів та споруд.

Радіус i-ого кола визначається за формулою:

(17)

де Рм.i – максимальне електричного навантаження i-ого підрозділу;

m – масштаб, кВт/м2; приймається згідно найбільшої потужності підрозділу.

У кожному з отриманих кіл виділяємо сектори, що відповідають силовому, а також освітлювальному навантаженням:

; (18)

, (19)

де і – величина сектору у градусах.

Теоретичний центр електричних навантажень (ЦЕН) визначаємо як точку з координатами:

(20)

(21)

де Х, У – координати центру електричних навантажень по об’єкту, см;

хі, уі– координати i-ого навантаження об’єкту, см;

Рм.імаксимальне навантаження i-ого цеху, кВт.

Центр електричних навантажень має координати у точці А (Х,У).

Результати розрахунків зведені в таблицю 5.
Таблиця 5 – Дані для визначення центра та побудови картограми ЕН


Найменування

приміщення

, кВт

, кВт

, кВт

, см





, см

, см

,

кВт∙см

,

кВт∙см





































































  1. Вибір напруги живлячої та розподільчої мережі


3.1 Вибір напруги живлячої мережі

Система живлячої мережі (зовнішнього електропостачання) включає систему електропостачання від джерела живлення (районної підстанції) до підприємства. Основними умовами проектування раціональної системи зовнішнього електропостачання є надійність, економічність та якість електроенергії в мережі [5].

При виборі напруги живлячої мережі за основу беруться рівні напруги на шинах районної підстанції. Для конкретного варіанту слід скористатися рекомендаціями відносно економічної зони кожного рівня напруги, яка визначається згідно 8 в залежності від загальної електричної потужності об’єкту та його віддаленості від районної підстанції.
3.2 Вибір напруги розподільчої мережі

В більшості випадків розподільча мережа об’єкта вибирається напругою 10 кВ, яка з економічної точки зору більш ефективна, ніж напруга 6 кВ. В деяких випадках при наявності на об’єкті високовольтних двигунів напругою 6 кВ можливо використати цю напругу в якості розподільчої, або при напрузі розподільчої мережі 10 кВ для двигунів на 6 кВ прийняти знижувальну підстанцію. Вибір того чи іншого варіанта повинен підкріплюватися економічними розрахунками.


  1. Вибір трансформаторів і засобів компенсації реактивної потужності


4.1 Вибір трансформаторів ГПП

Трансформатори ГПП повинні забезпечити надійне електропостачання в нормальному, аварійному і післяаварійному режимі.

Приймаємо до установки два трансформатори однакової потужності з вбудованим регулюванням напруги під навантаженням. Потужність трансформатора вибирається таким чином, щоб при відключенні одного з трансформаторів інший міг передавати задану потужність без порушення ПТЕ, якими передбачається припустиме перевантаження трансформаторів до 40 % у післяаварійному режимі під час максимуму навантаження тривалістю не більше 6 годин протягом не більше 5 діб.

Як розрахункова потужність приймається максимальна потужність з врахуванням втрат в трансформаторах, активна і реактивна складова втрат в трансформаторі визначаються за виразом

(22)

, (23)

де Sпр – приблизна повна потужність об’єкта, кВА.
Таким чином, загальне навантаження об’єкта визначається виразом

(24)

Якщо згідно умов проектування енергосистема видає економічну дозволяєму реактивну потужність в режимі максимуму навантаження енергосистеми Qек, то в виразі (24) вона буде як сумарна реактивна потужність.

Якщо згідно умов проектування енергосистема дає нульовий рівень споживання і генерації реактивної потужності, то в виразі (24) сумарна реактивна потужність буде мати нульове значення.

Якщо згідно умов проектування від підстанції об’єкта буде живитися один або декілька інших об’єктів, то в виразі (24) їх активну і реактивну потужність слід додати до відповідних потужностей розрахункового об’єкта.

Номінальна потужність кожного з двох трансформаторів ГПП попередньо оцінюється згідно виразу

(25)

По отриманому значенню потужності вибирається номінальна потужність трансформатора Sн.тр. Якщо різниця між потужностями Sтр і Sн.тр незначна ( 10 %), то для розгляду приймається один варіант, в іншому випадку розглядається варіант з більшою і меншою стандартною потужністю трансформатора відносно Sтр.

Для перевірки трансформатора на перевантажувальну здатність в післяаварійному режимі (аварійне відключення одного з двох трансформаторів) використовується упорядкований типовий графік навантаження, в якому максимальне навантаження буде відповідати Sрозр об’єкта, згідно чого робиться масштаб по вісі навантажень (рисунок 1).



Рисунок 1 – Типовий упорядкований графік навантаження

для вибору трансформаторів ГПП
Коефіцієнт початкового завантаження трансформатора рахується за формулою

(26)

де Sн.тр – номінальна потужність трансформатора, МВА;

n – кількість ступенів потужності графіка навантаження трансформатора, за яких навантаження менше або дорівнює номінальному трансформатора;

– проміжки часу, у які навантажувальна потужність не перевищує потужність трансформатора, год.;

Sі – потужності, що відповідають цим проміжкам часу , МВА.

Коефіцієнт перевантаження трансформатора К2 визначається за більшим значенням із двох величин К2/ та .

Величина К2/ обчислюється за формулою, аналогічною (26),

(26/)

де m – число ступенів потужності графіка навантаження, за яких його навантаження більше від номінальної потужності трансформатора.

Величина визначається за виразом



Згідно даного типу трансформатора при відомій температурі охолоджувального середовища та коефіцієнту початкового навантаження К1 за допомогою таблиць 5 визначається допустиме систематичне перевантаження К2доп. Робота трансформатора допускається із систематичним перевантаженням, коли виконується умова К2доп К2 .

На основі розрахунків приймається номінальна потужність трансформатора і вказуються його параметри.


    1. Вибір схеми головної підстанції підприємства

(розподільчого пункту підприємства)

ГПП призначена для пониження напруги до величини розподільчої мережі підприємства і розмноження виводів для окремих груп споживачів.

ГПП бувають двох видів: тупикові і прохідні. Тупикові підстанції передбачають дві незалежні лінії до кожного з трансформаторів від джерела живлення (районної підстанції). Прохідні підстанції являють собою підключення двох трансформаторів в розріз лінії з двостороннім живленням.

В конструктивному плані підстанцію можна розділити на дві частини: високовольтна частина підстанції і розподільчий пункт на 10 (6) кВ.

В більшості випадків підключення трансформаторів відбувається від повітряної лінії, в деяких випадках використовується кабельний ввод. До комутаційної апаратури високої напруги відносяться роз’єднувачі з заземлюючими ножами, високовольтні вимикачі, трансформатори струму і вимірювальні трансформатори напруги, а також розрядники. Використання замість високовольтних вимикачів струмовідокремлювачів і короткозамикачів небажано в зв’язку з їх нестійкою роботою в зимовий період і потребою в штучних коротких замиканнях.

Між двома лініями на підстанції, як правило, робиться ремонтна перемичка з двома роз’єднувачами.

Трансформатори підстанції бувають двообмотковими і триобмотковими з регулюванням напруги під навантаженням. Двообмоткові трансформатори потужністю 25, 40 і 63 МВА виконуються з розщепленою вторинною обмоткою. Для трансформатора потужністю 25 МВА виводи вторинних обмоток в більшості випадків перемикають. Для аналогічних перемикань в трансформаторах 40 і 63 МВА необхідне економічне обґрунтування.

Один з видів електричних схем тупикової і прохідної підстанції наведено на рисунку 2 і рисунку 3.


1   2   3   4   5   6


Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации