151778 (621937), страница 4

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

Текст из файла (страница 4)

Рис. 2.2.Схема зовнішнього живлення підприємства

Для визначення вартості втрат визначимо опір ланцюга. Для цього визначимо активні опори трансформатора та лінії:

де Р_к – втрати потужності КЗ в трансформаторі;

U_н – номінальна напруга;

S_тр – номінальна потужність трансформатора;

Лінії:

R_л = r₀ l = 0,592∙12 = 7,1 (Ом),

де r₀ – активний опір l – го км лінії;

l – довжина лінії;

Мережі:

R_м = R_тр. + R_л = 14,2 + 7,1 = 21,3 (Ом)

Розраховуємо втрати потужності в мережі:

де U_н – номінальна напруга;

Вартість втрат потужності:

грн.,

де Со - питома вартість втрат потужності і електроенергії грн. /кВт;

Рі – втрати активної потужності в системі електропостачання,кВт.

Параметри потоку відмов мережі. Для мережі, що складається з одного ланцюга послідовно з'єднаних елементів _м можна визначити по формулі:

_м = _л = , де _і - параметр потоку відказів і-го елемента мережі:

_м = _і = 0,03+0,7·12/100+0,006+0,01=0,13

Час відновлення мережі: ,

де tві - час відновлення і-го елемента мережі, год.

Твм = 1 / 0,13 (0,03 ∙25 + 0,084∙ 10 + 0,006 ∙15 + 0,01∙ 90 ) = 19,8 (год),

Збитки від перерви електропостачання У = (у₁ + у₂Твм) _м,

де у₁ - збиток від факту перерви електропостачання;

у₂ - збиток на одиницю тривалості перерви електропостачання;

Твс – сумарний час перерви електропостачання;

_м– параметр потоку відмов мережі.

У = (У1 + У2 Т_ВМ) · _М = (29000 + 10000 ∙19,8) ∙0,13 = 29510 (грн),

де У1-збитки від факту перерви електропостачання;

У2 - збитки на одиницю тривалості перерви електроспоживання;

Т_ВМ – сумарний час перерв електроспоживання (час відновлення мережі);

_М – параметр потоку відмов мережі.

Приведені затрати по 1 – му варіанту:

З₁ = к_л. l_л Ел+Ко·Е₀+С_п+У= 5445∙ 12∙ 0,028 + 130580∙ 0,094 + 5670 + 29510 = =49284 (грн),

де Кл, Ко - капітальні вкладення в ЛЕП та силове обладнання ГПП;

Ел, Е₀-сумарний процент амортизаційних відрахувань від капітальних вкладень в лінії і в силове електрообладнання відповідно.

Варіант №2

Оскільки Ім = Sр/2 U_н√3 = 8026,6/2∙ 110 ∙1,73 =21,1 А, тому = =21,1/1 = 21,1 мм² .

Для визначення j_ек і Т_м скористаємось тим же типовим річним графіком навантаження за тривалістю, який зображено на рис. 2.1.

По таблиці обираємо j_ек = 1,0, тип лінії А-35 (r₀ = 0,83 Ом/км)

Для визначення вартості втрат визначимо опір ланцюга. Для цього визначимо активні опори трансформатора та лінії:

де Р_к – втрати потужності КЗ в трансформаторі;

U_н – номінальна напруга;

S_тр – номінальна потужність трансформатора;

Рис. 2.3.Схема зовнішнього живлення підприємства

Лінії:

R_л = r₀ l = 0,83 ∙12 = 9,96 (Ом),

де r₀ – активний опір l – го км лінії;

l – довжина лінії;

Опір ланцюга: R_лан. = R_тр. + R_л = 14,2 + 9,96 = 24,16 (Ом)

Мережі:

R_м = R_лан.. /2 = 24,16/ 2 = 12,08 (Ом)

Розраховуємо втрати потужності в мережі:

де U_н – номінальна напруга;

Вартість втрат потужності:

грн.,

де Со - де Со - питома вартість втрат потужності і електроенергії грн./кВт;

Рі – втрати активної потужності в системі електропостачання,кВт.

Для визначення значень _м і Т_в.м по 2 – му варіанту розрахуємо значення коефіцієнтів аварійного і ремонтного простою кола і відносне число накладань відмов одного кола на ремонт в другому.

де Т_р.л, Т_в.л – час відповідно планового ремонту і відновлення ланцюга живлення;

Визначимо параметр потоку відмов мережі і час відновлення мережі:

_м = 2 _л (к_р.л + к_в.л ) = 2 0,13 (2,9 10^-3 + 0,29 10^-3) = 0,8 10^-3

Час відновлення мережі:

Визначимо збитки:

У = (У1 + У2 · Т_ВМ) · _М = (29000 + 10000∙ 11,2)∙ 0,8 10^-3 = 112,8 (грн)

Приведені затрати по 2 – му варіанту:

З₂ = 2 к_л l_л Ел + Ко Е₀+С_п+У= 2∙ 5445 ∙12∙ 0,028 + 226800· 0,094 + 3215 + +112,8 = 28306 (грн),

де Кл, К_о - капітальні вкладення в ЛЕП в ГПП; Ел, Е₀-сумарний процент амортизаційних відрахувань від капітальних вкладень в лінії і в силове електрообладнання відповідно .

Приведені затрати по першому варіанту більші ніж по другому варіанту. Другий варіант в даному випадку більш економічний. Цей варіант являється більш надійним і більш перспективним при збільшенні потужності підприємства, тому ми приймаємо двотрансформаторну ГПП з трансформаторами ТДН ‑ 6300.

2.2 Розрахунок заводського електропостачання

Вибір схеми електропостачання

Рис. 2.4. Радіальна схема електропостачання

2.3 Вибір високовольтних вимикачів і перерізу провідників

Високовольтні вимикачі вибираються за номінальною напругою і розрахунковим струмом з врахуванням після аварійних режимів.

Переріз провідників вибираємо за економічною густиною струму:

, де J_ек – економічна густина струму.

Визначимо струм для нормального і післяаварійного режимів для ліній підприємства напругою 110 кВ:

Для установки на стороні 110 кВ вибираємо масляні вимикачі типу ВМК – 110 в якого І_ном. = 1000 (А). Повний час відключення вимикача 0,05 с.

Перевіримо вибраний вимикач за умовою:

В нашому випадку встановлена двотрансформаторна ГПП і в нормальному режимі через секційний вимикач струм протікати не буде. У випадку, коли один з трансформаторів на ГПП вийде з ладу, то через секційний вимикач протікає струм, що рівний половині всього струму, який протікає через трансформатори ГПП (навантаження секцій розподілено майже рівно).

Для вибору провідників заводської мережі та захисної апаратури визначимо струми приєднань:

а). ТП 1

б). ТП 2

в). ТП 3

Вибір провідників виконується за економічною густиною струму. Для ізольованих провідників з паперовою ізоляцією j_ек= 1,2 при Тм5000 год.

Визначаємо економічний переріз для лінії живлення:

;

;

;

Для заводської мережі вибираємо броньовані кабелі з паперовою ізоляцією в алюмінієвій оболонці типу ААБ. Згідно ПУЕ в землі (траншеях) рекомендується прокладати броньовані кабелі, наприклад ААБ (алюмінієва жила, ізоляція з просоченого паперу, алюмінієва оболонка, броньований двома стальними смужками, зовнішнє покриття). Результати розрахунків зводимо до таблиці 2.1

Таблиця. 2.1

2.4 Вибір схеми і конструктивного виконання цехової мережі

В залежності від схеми цехові мережі поділяють на радіальні, магістральні і змішані.

Радіальними називають мережі, в яких для передачі електричної енергії до споживача використовується окрема лінія.

Магістральними називають мережі, в яких для передачі електроенергії до декількох споживачів використовується одна лінія електропередачі.

На основі аналізу розміщення технологічного обладнання вибираємо змішану схему цехової мережі. Передбачається використання комплектних розподільних шинопроводів; кабелі від ТП до шинопроводів і РП прокладені в землі у трубах. Приєднання ЕП до шинопровода (РП) здійснюється проводом, прокладеним в трубах.

Для захисту ліній живлення електроприймачів передбачаємо використання селективних вимикачів.

Лінія ТП-РП1:

Розрахунковий максимальний струм:

де S_м = 45,74 кВА (табл. 1.2) - розрахункова максимальна потужність.

Найбільший пусковий струм:

I_п.макс = 5I_н.макс = 521 = 105 A,

де I_н.макс - номінальний струм ЕП, пусковий струм якого найбільший.

Піковий струм лінії ТП1-РП1:

I_п I_м + I_п.макс = 62,9 + 105 = 167,9 А

Вибираємо автоматичний вимикач АВМ-4 з номінальним струмом

I_ном.в = 400 А і номінальним струмом розчеплювача I_н.розч = 200 А.

Для АВМ - 4 струм спрацювання миттєвого розчеплювача 20 кА.

Вибираємо кабель типу ААБГ 370 + 125.

ТП-РП2:

I_п I_м + I_п.макс = 9 + 105 = 114 А

Характеристики

Список файлов курсовой работы