Электроснабжение промышленных предприятий

Производим расчет потерь мощности в силовых трансформаторах по формулам:

где Р_хх и I_хх - потери холостого хода;

Р_кз и u_к - потери короткого замыкания;

n_Т - количество трансформаторов, n_Т =2.

Находим потери напряжения в трансформаторах по формуле:

[кВ]

где R_T и X_T - активное и реактивное сопротивления трансформатора;

Р_к - активная мощность, заданная на шинах вторичного напряжения понижающей К-ой подстанции;

Все потери напряжения меньше 5%, т.е. в пределах нормы.

Определяем потери энергии в трансформаторах по формуле:

где Т ^/ и Т ^// - количество часов в году, в течении которых происходят потери электроэнергии (зависящие и независящие от нагрузки):

 и

t - время потерь, определяется по формуле:

Т_m - число часов использования максимума нагрузки, Т_m=4500 ч.

a_max - коэффициент попадания нагрузки рассматриваемого дополнительного потребителя (дополнительный потребитель мощности) в максимум нагрузки энергосистемы, принимаем a_max=0,9.

Определяем потери энергии и результаты заносим в таблицу №7.

Определяем потери электроэнергии в конденсаторных установках по формуле:

где К_ку - коэффициент удельных потерь в компенсационных установках, принимаем

К_ку=0,003 кВт/кВар.

4. Электрический расчет составленных вариантов сети

Зная потери в трансформаторах приводим нагрузки трансформаторных подстанций к высокой стороне и результаты записываем в таблицу №9.

Приближенно определяем зарядную мощность линии, т. к. не знаем сечения проводов по формуле:

где  - длина линии, [км];

 - приближенное значение проводимости линии, для U_н=110 кВ

U_н - номинальное напряжение сети, [кВ]

1.      Радиальная схема

2.      Магистральная схема

3.      Кольцевая схема

Определяем приближенное потокораспределение без учета потерь в линиях.

Приближенное потокораспределение - это потокораспределение в линиях и трансформаторах без учета потерь мощности.

В радиальной схеме, потребляемая мощность является передаваемой.

В магистральной схеме потокораспределение находится по I закону Кирхгофа.

В кольцевой схеме потокораспределение находится по правилу обратных плеч.

Определяем

Проверяем правильность расчета по уравнению:

Определяем сечения проводов в электрических сетях.

Критерием для выбора сечения проводников ВЛ является минимум приведенных затрат. В практике проектирования линий массового строительства выбор сечения проводников производится по нормативным обобщенным показателям.

В качестве такого показателя при проектировании ВЛ 35¸500 кВ используется экономическая плотность тока j_э, которая в зависимости от типа проводки и числе часов использования максимума нагрузки в год выбирается по [4, стр. 40]:

j_э=1,1 А/мм ²

Экономически целесообразное сечение S [мм ²] определяется из соотношения:

где I_max - максимальный ток в аварийном режиме (при обрыве одной из линий), [А].

Расчетный ток определяется по формуле:

где S_линии - мощность, передаваемая по конкретной линии. При двухцепной (n_л=2, т. к. преобладаю потребители 2 категории) линии это значение уменьшается в два раза.

Значение I_max находится по той же формуле, но при обрыве одной из питающих линий.

1.      Радиальная схема

-       участок АБ

где S_аб =S_б =4+j1,7 МВ^.А = 4300000

В^.А

Определяем сечение:

Выбираем марку провода из условия короны: для напряжения U_н=110 кВ и фаз с одиночными проводами сечение должно быть больше либо равно 70 мм².

Выбираем провод типа АС-70. Его характеристики сведены в таблице №10.

-       участок АВ

где S_ав =S_в =6+j2,6 МВ^.А =6500000 В^.А

Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-70.

-       участок АГ

где S_аг =S_г =10+j4,3 МВ^.А =10900000 В^.А

Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-70.

2.      Магистральная схема

-       участок АБ

Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-70.

-       участок БВ

где S_бв =S_в =6,5 МВ^.А =6500000 В^.А

Определяем сечение:

Выбираем провод марки АС-70.

-       участок АГ

Этот участок аналогичен участку в радиальной схеме, поэтому выбираем провод марки АС-70.

3.      Кольцевая схема(n_л=1)

-       участок АБ

где ;

;

;

Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-185.

-       участок БВ

где ;

;

;

Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-95.

-       участок ВГ

где ; ;

;

Определяем сечение:

Выбираем провод типа АС-70.

-       участок АГ

где ;;

;

Определяем сечение:

Учитывая вероятные большие потери напряжения, выбираем провод типа АС-185, проложенный в две нитки (с расцепленными фазами).

Выбранные провода и их характеристики представлены в таблице №10.

Среднегеометрическое расстояние между проводами принято для напряжения U_н=110 кВ равным 4 м.

Находим потери напряжения сетей по формуле:

 [кВ]

Потери мощности находим по формулам:

Потери электроэнергии определяем по формуле: , где ч.

Все потери напряжения меньше 5%, т.е. в пределах нормы.

5. Технико-экономический расчет вариантов схем

Для выбора технико-экономического варианта или наиболее выгодного варианта сопоставляются экономические и технические варианты.

К важнейшим технико-экономическим показателям относятся: надежность, долговечность, удобство эксплуатации, степень автоматизации.

Одним из основных экономических показателей является затраты на сооружение:

Капиталовложение линии (К_л) - это затраты на изыскательные работы, подготовку трассы, затраты на приобретение опор, проводов, изоляторов, на их транспортировку и монтаж. Капиталовложение подстанции (К_п/ст) - это затраты на приобретение оборудования и его монтаж.

Эксплуатационные расходы (издержки - И), слагаются из затрат на амортизацию, ремонт, обслуживание электрических сетей и стоимости потерь электроэнергии в течении одного года:

где И_DW - годовые издержки, связанные с потерей электроэнергии.

b ^/ и b ^// - стоимость 1 кВт^. ч потерянной электроэнергии, зависящей и независящей от нагрузки.

b ^/=6,4 коп./(кВт^. ч)

b ^//=4,8 коп./(кВт^. ч).

Издержки в [%] от капиталовложения - это отчисления на амортизацию. Устанавливаются с таким расчетом, чтобы к моменту возможного износа оборудования или сооружения накопилась сумма, необходимая для их восстановления (реконструкция):

Отчисления на амортизацию идут на капитальный ремонт и инновацию.

Ремонтные затраты связаны с текущим ремонтом оборудования для поддержания его в нормальном состоянии (мелкий ремонт, профилактика, чистка изоляции):

В затраты на обслуживание входят: зарплата обслуживающего персонала, расходы на связь, транспорт, жилые дома для обслуживающего персонала:

В расчетах издержки определяются по формуле:

где , принимаем =5%;

, принимаем =15%;

6. Расчёт токов КЗ для выбора оборудования подстанции

Расчет токов короткого замыкания (КЗ) необходим для выбора аппаратуры электроустановки и проверки ее по условиям работы при коротком замыкании на термическую и динамическую устойчивость, а также для проверки чувствительности релейной защиты.

В нормальном режиме трансформаторы подстанции включены раздельно для снижения токов короткого замыкания.

Проведем расчет токов КЗ в относительных единицах. Примем в качестве базовой мощности МВА; базового напряжения для ступени 110 кВ кВ, а для ступени 10 кВ кВ.

·        для первой ступени:

кА;

·        для второй ступени:

кА.

Находим сопротивления ВЛ-01 (погонные параметры АС-70 для ВЛ 110 кВ следующие: Ом/км; Ом/км):

Ом;

Ом;

Ом.

Линия ВЛ-02 имеет два последовательных участка одинакового сечения АС-70 (Ом/км; Ом/км), следовательно, ее сопротивления равны:

Ом;

Ом;

Ом.

С учетом того, что подстанция соединена с системой двумя параллельными линиями, их общее сопротивление можно определить следующим образом:

Ом.

;

Ом;

Ом.

Трансформатор 6300/110:

.

Определяем ток короткого замыкания в точке К1. Примем, что рассматриваемая система - бесконечной мощности, поэтому активное и индуктивное сопротивления системы равны нулю ().

·        активное

;

·        индуктивное

;

·        полное

.

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К1 будет:

кА.

Ударный трехфазный ток в точке короткого замыкания определяется по формуле:

,

где - ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени цепи КЗ :

;

,

где ω - угловая частота (ω=314 рад/c);

 - результирующее активное сопротивление до точки КЗ;

 - результирующее индуктивное сопротивление до точки КЗ.

Для трехфазного короткого замыкания в точке К1 находим:

с;

;

кА.

Ток двухфазного короткого замыкания в точке К1:

кА.

Ударный ток двухфазного КЗ в точке К1:

кА.

Мощность короткого замыкания в точке К1:

МВА.

Определяем ток короткого замыкания в точке К2 (К3).

Результирующие сопротивления до точки К2 (К3):

;

;

.

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К2 (К3) будет равен:

кА.

Ударный трехфазный ток в точке короткого замыкания К2 (К3) будет:

с;

;

кА.

Ток двухфазного короткого замыкания в точке К2 (К3):

кА.

Ударный ток двухфазного КЗ в точке К2 (К3):

кА.

Мощность короткого замыкания в точке К2 (К3):

МВА.

Общее сопротивление вертикальных заземлителей равно:

Ом.

Общее сопротивление заземляющего устройства ТП будет:

Ом,

что находится в пределах нормы.

Таким образом, спроектированное заземляющее устройство соответствует требованиям ПУЭ к обеспечению безопасности обслуживания электроустановок напряжением 110/10/0,4 кВ.

напряжение мощность трансформатор подстанция

Библиографический список

1.      Кабышев А.В., Обухов С.Г. Расчет и проектирование систем электроснабжения: Справочные материалы по электрооборудованию: Учеб. пособие / Том. политехн. ун-т. - Томск, 2005. - 168 с.

.        Постников Н.П., Рубашов Г.М. Электроснабжение промышленных предприятий, 1989. - 352 с.

.        Рокотян С.С., Шапиро И.М. Справочник по проектированию электроэнергетических систем, 1985. - 352 с.