151534 (621771), страница 2

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

4. Предварительно определяем перегрузку К’2:

(1.3.2)

1. Полученное значение К’2 меньше чем

,

поэтому принимаем:

,

а продолжительность перегрузки Н скорректируем по формуле:

(1.3.3)

1. По полученным значениям К1 и Н определяем допустимый коэффициент систематической перегрузки К2доп.

При температуре 20 С определяем К2доп =1,1 [2, табл.1.36]

1. Определяем номинальную мощность трансформатора

(1.3.4)

Исходя из полученной мощности намечаем 2 варианта ближайшей номинальной мощности трансформатора:

• Sном.тр.1=4 МВА

• Sном.тр.2= 6,3МВА

Выполняем расчет коэффициентов К1 и К2 для каждого из вариантов номинальной мощности трансформаторов:

1 вариант: Sном.тр=4МВА

1. на исходном графике проводят линию средней нагрузки Sном.тр;

2. выделяется пиковая часть – участок наибольшей перегрузки с продолжительностью Н’( пересечение графика полной мощности и прямой Sном.тр);

Продолжительность перегрузки составляет Н’=14 часов.

1. Определяем начальную загрузку графика К1:

(1.3.5)

4. Предварительно определяем перегрузку К’2:

(1.3.6)

5. Полученное значение К’2 меньше чем

,

поэтому принимаем:

,

а продолжительность перегрузки Н скорректируем по формуле:

1. По полученным значениям К1 и Н определяем допустимый коэффициент систематической перегрузки К2доп.

При температуре 20 С определяем К2доп =1,105 [2, табл.1.36]

1. Сравнивая полученное значение К2 с К2доп можно сделать вывод, что

К2=1,705> К2доп следовательно трансформатор не может систематически перегружаться по данному графику нагрузки, следовательно, данный вариант мощности трансформатора отпадает.

2 вариант: S ном. тр = 6,3 МВА

1. на исходном графике проводят линию средней нагрузки Sном.тр;

2. выделяется пиковая часть – участок наибольшей перегрузки с продолжительностью Н’( пересечение графика полной мощности и прямой Sном.тр);

Продолжительность перегрузки составляет Н’=9 часов.

1. Определяем начальную загрузку графика К1:

4. Предварительно определяем перегрузку К’2:

5.Полученное значение К’2 больше чем

,

поэтому принимаем:

,

а продолжительность перегрузки Н =Н’=9 час

1. По полученным значениям К1 и Н определяем допустимый коэффициент систематической перегрузки К2доп.

При температуре 20 С определяем К2доп =1,155 [2, табл.1.36]

1. Сравнивая полученное значение К2 с К2доп можно сделать вывод, что

К2доп=1,155> К2 следовательно трансформатор может систематически перегружаться по данному графику нагрузки, следовательно, данный вариант мощности трансформатора проходит по данной проверке.

1.4 Проверка возможности перегрузки выбранных трансформаторов работать с перегрузкой по заданному графику нагрузки

1. Нормальный режим

Коэффициент загрузки трансформатора составит:

(1.4.1)

Трансформаторы в часы максимума нагрузки также смогут пропустить всю мощность, так как их суммарный коэффициент перегрузочной способности составит:

, где (1.4.2)

-допустимая систематическая перегрузка за счет неравномерности суточного графика нагрузки;

- допустимая систематическая перегрузка за счет неравномерности годового графика нагрузки, не должна превышать 15%.

(1.4.3)

Следовательно, трансформаторы будут обеспечивать электрической энергией вех потребителей II и III категории с допустимой систематической перегрузкой в 130,5%.

1. Послеаварийный режим работы

Проверяем установленную мощность трансформатора в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов и необходимости обеспечить электроснабжение потребителей 1-й и 2-й категорий в период максимума:

1,3 Sном.тр =1,3 6,3 =8,19 МВА> 0,1738 7,577=1,317 МВА, где 17,38% Smax – потребители II категории, где 1,3- коэффициент аварийной перегрузки .[2, табл.1.36]

Следовательно, в послеаварийном режиме трансформатор будет обеспечивать потребителей II и III категории

1.5 Составление схемы внешнего электроснабжения и приемной подстанции

Схемы подстанций должны обеспечивать следующие требования:

1. Схема должна обеспечить необходимую степень надежности электроснабжения потребителей

2. Схема должна быть простой и удобной в эксплуатации

3. Схема должна учитывать возможности развития предприятия с учетом роста нагрузок без коренной реконструкции сети

4. Схема должна обеспечивать надежную защиту всего электрооборудования в аварийных режимах и автоматическое восстановление питания.

5. Схема должна обеспечивать электроснабжение потребителей при аварийном выходе из строя одного из основных элементов ( трансформатора или линии электропередач), при этом оставшиеся в работе элементы должны принять на себя полную или частичную нагрузку отключившегося элемента с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режиме

6. Схема должна обеспечить резервирование отдельных элементов позволяющих проводить ремонтные и противоаварийные работы.

7. Внешнее электроснабжение завода осуществляется от подстанции энергосистемы по двум ВЛЭП на стальных опорах. На ГПП установлены два двухобмоточных трансформатора. В качестве схемы внешнего электроснабжения принята схема два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии. Данная схема является менее надежной, чем схема на выключателях, но более дешевой.

   • Стальных двухцепных опорах (110 кВ)

   • Стальных двухцепных опорах (35 кВ)

Рис. 1.5.1 – Схема внешнего электроснабжения

1.6 Экономический режим работы трансформаторов

При эксплуатации и проектировании необходимо предусматривать экономически целесообразный режим работы трансформаторов, который определяется их параметрами и нагрузкой подстанции. Нагрузка подстанции изменяется в течение суток, а суточные графики - в течении года. Значительные снижения нагрузки приходятся на весенне-летний период.

В такие периоды трансформаторы оказываются длительное время недогруженными. Это вызывает в них относительное увеличение потерь электроэнергии. При снижении нагрузки в работе целесообразно оставлять только часть трансформаторов. При этом нагрузку подстанции недостаточно просто принять на трансформаторы, ее необходимо покрыть наиболее экономичным способом, обеспечив минимум потерь активной мощности в сети.

Суммарные потери трансформатора можно показать с помощью данной формулы:

, (1.6.1)

Где

-

приведенные потери холостого хода трансформатора; (1.6.2)

-

приведенные потери короткого замыкания трансформатора; (1.6.3)

- экономический эквивалент реактивной мощности, учитывает потери активной мощности, связанные с производством и распределением реактивной мощности;

-

коэффициент загрузки трансформатора (1.6.4)

Расчет экономического режима работы трансформатора проведем для двух вариантов:

1. Sном.тр = 6,3 МВА Uном=35 кВ

2. Sном.тр =

1) Sном.тр = 6,3 МВА Uном=35 кВ

Определяем исходные данные трансформаторов: ТМН- 6300/35 [2, табл.3.4]

Sном. тр = 6,3 МВА

Uкз = 7,5 %

= 46,5 кВт

= 9,2 кВт

I xx = 0,9 %

Приведенные потери:

, где

(при ) ;

(1.6.5)

, где

(1.6.6)

Приведенные потери для одного трансформатора:

Приведенные потери для двух раздельно работающих трансформаторов:

Определяем нагрузку, при которой целесообразно переходить на работу с двумя трансформаторами:

кВА. (1.6.7)

Полученные результаты сведем в таблицу 1.6.1:

Таблица 6.1.1

Годовые потери мощности и электроэнергии

S, кВА			Продолжительность ступени нагрузки, ч/год	Потери мощности в трансформаторах, кВТ	Потери э/э в трансформаторах, кВтч/год
1458	0,231		1825	21,527	45991,96
1937	0,307		730	25,755	41317,78
3161	0,501		365	41,980	25572,19
3498	0,555		365	47,815	30003,84
3926	0,623		365	56,077	36278,76
4065		0,322	365	53,482	76944,57
4409		0,349	365	57,272	88457,96
4630		0,367	365	59,869	96347,82
4938		0,391	365	63,700	107987,2
5499		0,436	365	71,312	131112,9
6456		0,512	365	86,187	176300,3
6680		0,530	2190	90,012	246322
7577		0,601	730	106,638	250111,9
Всего за год ΔW=1352749кВтч/год

Характеристики

Список файлов курсовой работы