• Гідрологія і Гідрометрія
• Господарське право
• Економіка будівництва
• Економіка природокористування
• Економічна теорія
• Земельне право
• Історія України
• Кримінально виконавче право
• Медична радіологія
• Методи аналізу
• Міжнародне приватне право
• Міжнародний маркетинг
• Основи екології
• Предмет Політологія
• Соціальне страхування
• Технічні засоби організації дорожнього руху
• Товарознавство продовольчих товарів

Приклад розрахунку компенсуючого пристрою.

Приклад. На підприємстві встановлений один трансформатор напругою 10/0,4 кВ, приєднані потужності: Р=0,9 МВт, Q=0,8 МВАр, коефіцієнт завантаження трансформатора Кз=1. Компенсація реактивної потужності може бути: Встановленням БК на 10 кВ або 380 В для підвищення cosφ=1. Визначити оптимальні потужності трансформаторів і БК на 10 кВ і 0,38 кВ.

Розрахункові дані:

Вартість ввідного пристрою Зо=670 грн.;

Вартість компенсуючих пристроїв на 10 кВ З₁₁=1600 грн/МВАр;

Вартість компенсуючих пристроїв на 0,38 кВ З₁₀=3000 грн/МВАр;

Трансформаторна підстанція з S_н._тр=1600 кВА дорожча за трансформаторну підстанцію S_н._тр =1000 кВА на ΔК=5000 грн.

Розв’язок: Визначаємо мінімальну потужність трансформатора:

Вибираємо потужність трансформатора S_н._тр.=1000 кВА=1 МВА.

Перший варіант: Встановлюємо БК на 10 кВ і 0,3,8 кВ і S_н._тр.= 1 МВА.

Реактивна потужність, яка може бути передана з мережі напругою 10 кВ в мережу 1000 В без збільшення числа трансформаторів:

Додаткова реактивна потужність БК на 0,38 кВ для повної компенсації:

Q_о= Q- Q₁=0,8-0,44=0,36 МВАр при cosφ=1.

Розрахункові затрати становлять:

З₁=Зо+З₁₁∙ Q₁₊ З₁₀∙ Q_о= 670+1600∙0,44+3000∙0,36=2450 грн.

Другий варіант: Встановлюємо БК на 10кВ при потужності трансформатора на ступінь більшої, тобто S_н._тр.=1600 кВА=1,6 МВА.

Як ми бачимо реактивна потужність, що передана з мережі 10 кВ Q₁=1,4 МВАр більша необхідної потужності Q=0,8 МВАр для повної компенсації, а тому будемо рахувати гроші лишt на ту потужність, яка потрібна для компенсації, тобто Q₁= Q=0,8 МВАр, отже затрати на компенсацію на стороні 0,38 кВ для даного варіанту З₁₀=0.

Розрахункові затрати становлять:

З₂=Зо+З₁₁∙ Q₁₊ Рн∙ ΔК = 670+1600 ∙0,8+0,223∙ 5000=3060 грн.

де: Рн=0,223 - коефіцієнт амортизаційних відрахувань.

Третій варіант: Повна компенсація реактивної потужності Q=0,8 МВАр в мережі 380 В при мінімально можливій потужності трансформатора S_н._тр.=1000 кВА=1М ВА.

Розрахункові затрати становлять:

З₃= З₁₀∙ Q =3000 ∙ 0,8= 2400 грн.

Отже, з трьох варіантів найбільш економічним є третій варіант.

Вибираємо компенсуючий пристрій: вибираємо потужність одного конденсатора на напругу 0,38кВ, наприклад вибираємо потужність Q_конд.1=50 кВАр, тип конденсатора КМ1-0,38-50. Отже, кількість конденсаторів:

n= Q/ Q_конд.1=800/50=16 шт.

5.Визначення компенсуючої реактивної потужності.

Потужність компенсуючого пристрою визначається, як різниця між фактичною найбільшою реактивною потужністю підприємства Qм і межовою реактивною потужністю Qе, яка передається підприємству енергосистемою по умовах режиму роботи мережі

Q_к.п. = Q_м – Qе =Р_м∙ (tg φ_м-tg φ_е).

де: Q_м = Р_м∙tg φ_м, потужність активної потужності підприємства в часи максимуму енерго-

системи, яка приймається по середній розрахунковій потужності Рзм найбільш

завантаженої зміни в кВт;

tg φ_м- фактичний тангенс кута, що відповідає навантаженню Р_м, Q_м;

tg φе - оптимальний тангенс кута, що відповідає встановленому підприємству від енерго-

системи в часи максимуму навантаження.

Встановлені БК біля розподільчих пунктів можуть бути некеровані, якщо добова реактивна потужність мало змінюється, і керовані, якщо навантаження значно змінюється протягом доби.

Якщо потужність БК визначена і навантаження рівномірно розподілено по шино проводу, то точка приєднання БК визначається оптимальною відстанню від ТП або КТП до місця встановлення БК із умови мінімума втрат в шинопроводі.

L_опт.=L_о+{1-Qс/(2Q)} ∙L;

де: L_опт. L_о – довжини магістральної і розподільчої частини шинопроводу;

Qс - потужність БК, кВАр;

Q – сумарна реактивна потужність шино проводу.

Тема: Схеми електричних з’єднань та типи підстанцій. Магістральні та радіальні схеми.

План:

1. Типи заводських підстанцій.

2. Внутрішньозаводське електропостачання.

1.Типи заводських підстанцій.

На території промислових підприємств розміщують трансформаторні підстанціі наступних видів:

Заводські підстанції:

1.1.Заводські підстанції, які можуть виконуватись як головні з відкритими розподільчими пристроями – РУ напругою 110-35 кВ, які перетворюють напругу в напругу заводської мережі 6-10 кВ для живлення цехових підстанцій та потужних електроспоживачів;

1.2.Розподільчі пристроями з закритими РУ та з встановленими на них високовольтним обладнанням напругою 6-10 кВ.

Цехові підстанції, що виконуються:

1.1.Окремостоячими, прибудованими або вбудованими з встановленням трансформаторів в закритих камерах та розподільчих шаф напругою 0,4-0,23 кВ.

1.2. Внутрішньоцеховими підстанціями, які поставляються як комплектні в зібраному вигляді – КТП з встановленням на них одно або двох трансформаторів потужністю до 1000 кВА, які розміщуються в окремому приміщенні цеху або безпосередньо в цеху в залежності від умов навколишнього середовища та характеру виробництва.

По розмірам КТП менше ніж звичайні підстанції тих же схем і потужностей, що дозволяє

розташовувати їх близько до центру навантаження. В. КТП комутаційна та захисна апаратура має звичайне виконання..

КТП внутрішнього встановлення.

КТП внутрішнього встановлення на напругу 6 – 10/0,4 – 0,23 кВ. Такі підстанції встанов-

люються в цехах та інших приміщеннях в безпосередній близькості від споживачів, що значно спрощує та здешевлює розподільчі мережі. Це дає можливість виконати їх магістральними (ШМА) та розподільчими (ШРА) шинопроводами..

Для безпечної експлуатації на КТП застосовують трансформатори, які заповнюють негорючою рідиною з сухою ізоляцією або з баком підвищенної міцності.

Цехові КТП виконуються на напругу 6 – 10/0,4 – 0,23 кВ з трансформаторами до 2500

кВ∙А. На порівняно невеликій площі, яку займає КТП, розташовують силовий трансформатор, комутаційна, захисна та вимірювальна апаратура. При необхідності встановлюють секційний автомат для приєднання второго комплекту двотрансформаторного

КТП. В КТП на стороні високої напруги застосовується запобіжники ПК і вимикачі ВНП, а на стороні низької напруги застосовується запобіжники ПН2 або автоматичні вимикачі АВМ.

КТП внутрішньої установки складається з трьох основних елементів: 1 ввідного пристрою (6 або 10 кВ), 2 силового трансформатора, 3 розподільчого пристрою (0,4 кВ).

Ввідний пристрій. Ввідний пристрій типу ВВ1 – це металева шафа, яка закріплена на кришці бака силового трансформатора. Він захищає шини, які з’єднують жили кабеля з виводами первинних обмоток трансформатора.

Ввідний пристрій типу ВВ2 – закрита шафа з вбудованими в неї вимикачем навантаження типу ВНП – 17 з запобіжниками типу ПК.

Вимикач навантаження призначений для відключення трансформатора з боку високої напруги при холостому ході або при номінальному навантаженні. При короткому замиканні

трансформатор відключається запобіжниками. Для відключення одної з ліній в шафі типу ВВ2 є з’йомні шинні накладки. Заробка високовольтного кабеля передбачена суха.

Силовий трансформатор. Силовий трансформатор типу ТМЗ має природнє масляне

охолодження та герметичний бак підвищенної міцності (розрахований на тиск 0,8 кгс/см² та

вакуум 0,4 кгс/см²).з азотною подушкою. Напруга регулюється при відключеному від мережі

трансформаторі.

Трансформатори комплектуються електронним мановакууметрами для контролю внутрішнього тиску. Підвищення тиску, яке викликається бурхливим газоутворенням при внутрішніх пошкодженнях, контролюється реле тиску.

Трансформатори комплектуються термосигналізаторами для вимірювання температури верхніх шарів масла. Рівень масла в баці контролюється масло вказівником..

Розподільчий пристрій низької напруги (0,4 кВ). Розподільчий пристрій НН складається з набору металевих шаф з апаратурою, ошиновкою та проводами. Захисно- комутаційною апаратурою РП НН є автоматичні повітряні вимикачі серії АВМ – 4, АВМ – 10, висувного виконання. Вимикачі розташовані в закритих шафах. Вони керуються ручками або ключами, розташованими на дверцятах шаф. Вимірювальні прилади та реле розташовані

у відсіках приладів та на дверцятах шаф. При дворядному розташуванні КТП ряди з’єднуються шинним мостом, який складається з металевого короба зі з’єднувальними шинами та проводами.

Рис. 13.1 КТП внутрішнього встановлення з трансформатором потужністю 1000 кВ∙А та на-пругою 6 – 10/0,4 – 0,23 кВ. 1 ввідний пристрій ВВ1, 2 шини з’єднуючі жили кабеля з виво-дами обмоток трансформатора, 3 виводи фаз трансформатора високої напруги, 4 ввідний

пристрій ВВ2, 5 бак трансформатора, 6 розширювальний бачок, 7 вказівник масла, 8 виводи фаз низької напруги, 9 захисний кожух фаз низької напруги, 10 відсік приладів, 11 шафа вво-ду низької напруги, 12 привод вимикачів (навантаження ВНП 17, автоматичних АВМ-4, 13 відсіки автоматичних вимикачів.

На нових серіях КТП – М 1000 – 1600 і КТП – 2500 використовуються автоматичні вимикачі типу ”Электрон” (рос).

Рис 13.2. Внутрішньо цехова комплектна трансформаторна підстанція з двома трансформаторами потужністю 1000 кВ∙А кожний. ( КТП – 2 ^х 1000 кВ∙А 6 – 10/0,4 – 0,33 кВ.

1 трансформатор, 2 ввідна шафа на стороні низької напруги, 3 шафа з секційним автоматичним вимикачем для забезпечення АВР, 4 струмопроводи типу ШМА на напругу 380 В, 5 колони, 6 стойки.

КТП зовнішнього встановлення.

КТП зовнішнього встановлення КТПН (наружной установки – рос.) виготовляються на різні напруги та призначені для електропостачання будівельних об’єктів промислових підприємств та окремих районів. КТПН розраховані для установки на відкритому повітрі, але не призначені для роботи в середовище зі струмопровідним пилом, хімічно активними газами та випаровуваннями.

Підстанції типу КТПН в залежності від потужності трансформаторів, типу апаратів високої та низької напруги мають різні конструктивні варіанти – КТПН-72-160 до КТПН 1000, а також перевізні ПКТП (перевізна комплектна трансформаторна підстанція).

Рис. 13.3. Комплектна підстанція зовнішнього встановлення КТПН напругою 6-10/0,4-0,23 кВ з повітряними та кабельними вводами та виводами. 1 портал для виводів мережі НН,

2. портал для повітряного вводу ВН, 3. трансформатор, 4. відсіч вводу ВН, 5. роз’єднувач,

6. запобіжники, 7. шини живлення трансформатора, 8. шини відводу НН, 9. корпус КТПН,

10. рим болт (для піднімання підстанції), 11. привод роз’єднувача.

Число та типи підстанцій залежать від потужності, що споживається об’єктами електропостачання та від характеру розміщення електроспоживачів на території об’єкту.

При порівняно компактному розташуванні споживачів і відсутності особливих вимог до надійності електропостачання вся електроенергія від джерела живлення може бути підведена до однієї трансформаторної підстанції – ТП або до розподільчого пункту – РП.

При розподілення споживачів по території об’єкту і вимогам до надійності електропостачання живлення слід виконувати до двох і більше підстанцій.

При близькій відстані об’єкту та споживача напруга живлення 6-10 кВ підводиться до РП або до головного розподільчого пункту - ГРП. Від РП електроенергія підводиться до ТП та до споживачів напругою вище 1000 В, тобто в цьому випадку напруга живлячої та розподільчої мережі співпадають.

Якщо об’єкт споживає значну потужність (більш 40 МВА), а джерело живлення віддалено, то розподіл електроенергії виконується на вузлових розподільчих підстанціях або на головних понижуючи підстанціях.

Вузловою розподільчою підстанцією – ВРП називається центральна підстанція об’єкту напругою 35-220 кВ, яка отримує живлення від енергосистеми і яка розподіляє її по підстанціях глибокого вводу.

Головною понижуючою підстанцією - ГПП називається підстанція, яка отримує живлення безпосередньо від районної енергосистеми і яка розподіляє енергія на більш низькій напрузі 6-10 кВ по об’єкту.

Підстанцією глибокого вводу – ПГВ називається підстанція на напрузі 35-220 кВ, яка виконана по спрощеним схемам комутації на первинній напрузі, яка отримує живлення безпосередньо від енергосистеми або від ВРП. ПГВ, за звичай, призначена для живлення окремого об’єкту (потужного цеху) або району підприємства.

2. Внутрішньозаводське електропостачання.

Мережі електропостачання поділяються:

1. Мережі зовнішнього електропостачання (повітряні лінії від підстанції енергосистеми

до ГПП або ЦРП ).

2. Мережі внутрішнього електропостачання (розподільчі лінії від ГПП або ЦРП до цехових

трансформаторних підстанцій - ЦТП) .

Схеми внутрішнього та зовнішнього електропостачання виконуються з урахуванням особливостей режимів роботи споживачів, можливостей подальшого розширення виробництва, зручності обслуговування і т.д.

Електропостачання промислових підприємств може виконуватися від власної електростанції (наприклад від ТЕЦ), від енергетичної системи , а також від енергетичної системи при наявності власної електростанції, яка працює з нею паралельно.

Схема електропостачання від власної електростанції.

Якщо власна електростанція знаходиться близько від цехів підприємства і напруга розподільчої мережі співпадає з напругою генераторів електростанції, то розподіл електроенергії по підприємству виконується по наступній схемі:

Рис. 13.4. Схема електропостачання від власної електростанції. TV – трансформатори, G – ге-нератори, Q, QB – вимикачі.

В залежності від величини напруцги джерела живлення електропостачання може виконуватись по трьох схемах:

а). Застосовується для споживачів 3 категорії.

б). Застосовується для споживачів 2 і 3 категорії.

Дані схеми використовуються при живленні від районної підстанції напругою 6-20 кВ в тому випадку, якщо підприємтсво знаходиться на відстані 5-10 км під підстанції системи. При більшій відстані використовують схему в).

в). В схемі замість вимикачів на стороні високої напруги 35-220 кВ використовують корокозамикачі та відсікачі. Потужність трансформаторів і переріз проводів ліній вибирають так, щоб в нормальному режимі вони були завантажені на 80-90%, а при можливому пошкоджені однієї з ліній або трансформатора могли б запезпечити безперебійне електропостачання електроенергією підприємство.

Рис. 13.5 Схема електропостачання від енерго- Рис. 13.6 Схема електропостачання від

системи при напрузі 6 – 10 – 20 кВ енергосистеми при напрузі 35 – 220 Кв.

На малюнках 13.5,13.6 позначено: Q1 – Q8 вимикач масляний,QB вимикач секційний, QR1 – QR2 відсікач, QN1 – QN2 короткозамикач, QS1 – QS2 роз’днувач, TV1 TV2 силові трансформатори.

Приєднання розподільчих пристроїв напругою 6 – 10 кВ та понижуючих тран-сформаторних підстанцій до шин ГПП або ЦРП може бути виконано по радіальній або магістральній схемах.

При радіальній схемі електропостачання від ГПП до цехових підстанцій присутні наступні переваги: 1). Простота виконання;

2). Надійність експлуатації;

3). Можливість застосування швидкодіючого захисту та автоматики.

Рис. 13.7. Радіальна схема.

На малюнках 13.7 позначено: Q1 – Q12 вимикач масляний,QB1 – QB1 вимикач секцій-ний, QS1 – QS4 роз’днувач TV1 –TV7 силові трансформатори, ТП1 – ТП5 трансформаторні підстанції, FU1 – FU4 запобіжник.

Недоліки радіальної схем:

1). При аварійному відключення живлячих ліній від РП1 - РП3 зникає живлення трансфор-

маторних підстанцій ТП3-ТП5.

2). Збільшується кількість використовуємих апаратів.

3). Подорожчання розподільчих пристроїв із-зі великої кількості апаратів.

Для усунення цього недоліку радіальна схема інколи доповнюється резервною лінією від ГПП, яка підводиться на цехові підстанції. Крім того, для підвищення надійності електропостачання при живленні по радіальній схемі застосовується автоматичне включення резерву (АВР). При порушенні живлення однієї із секції шин РП1-РП2 автоматично включається нормально відключений секційний вимикач і живить обидві секції. Для надійності живлення споживачів підстанції ТП1 та ТП2 під’єднуються безпосередньо до шин ГПП та ЦРП.

Рис. 13.8. Магістральні схеми живлення цехових трансфороматорних підстанцій повітряною ( а ) та кабельною лінією ( б ).

На рис. 13.8 позначено:QS роз’єднувач, QF автоматичний вимикач, FU запобіжник, TV сило вий трансформатор, QW вимикач високої напруги.

В першій схемі виконують відгалуження від повітряної лінії на окремі підстанції, а в другій заводять кабельну лінію почергово на декілька підстанцій.

Особливо доцільно використовувати магістральні схеми для живлення цехових трансформаторних підстанцій малої потужності, що розташовані лінійно по території підприємства.

Рис. 13.9. Магістральна схема живлення цехолвих трансформаторних підстанцій двома

сквозними лініями.

На рис. 13.9 позначено: QS роз’єднувач, QB вимикач шиноз’єднувальний (секційний), Q ви-микач масляний, FU запобіжник, QW вимикач високої напруги (вимикая навантаження), QF

Автоматичний вимикач.

Перевагою такої схеми є те, що при відключенні однієї з двох магістралей, можливе включення вручну або автоматично всіх споживачів по іншій магістралі.

Тема: Схеми розподільних мереж напругою до 1 кВ.

План:

1. Схеми міських розподільчих мереж.

2. Схеми цехових електричних мереж напругою до 1 кВ.

1. Схеми міських розподільчих мереж.

Для живлення споживачів третьої категорії застосовують радіальні не резервовані або магістральні схеми з одностороннім живленням. Магістральну схему можна застосовувати для живлення житлових будинків та інших споживачів при їх відносно невеликої потужності.

На рис. 14.1 дані найбільш поширені схеми розподільчих мереж напругою до 1 кВ. З схем 14.1 а і 14.1 б видно, що розподільчі мережі, побудовані за радіальною і магістральної схемами, забезпечують живлення споживачів тільки в нормальному режимі. При пошкодженні мережі на будь-якій ділянці або при короткому замиканні електропостачання всіх споживачів, що підключення до мережі, припиняється. Живлення може бути відновлено тільки після ремонту пошкодженого елемента мережі.

Рис. 14.1. Схеми розподільчих мереж житлових будинків напругою до 1 кВ.

Рис 14.2. Схема живлення напругою до 1 кВ житлового будинку вище 16 поверхів.

На малюнках 14.1 і 14.2 позначено: FU запобіжники, TV трансформатори.

Найбільшого поширення в міських мережах отримала петлева схема, яку широко використовують для електропостачання споживачів другої категорії. На рис. 14.1 в наведена петлева схема з резервною перемичкою, що включається у разі пошкодження на одній з ділянок мережі.

Живлення електроприймачів будинків заввишки 9 … 14 поверхів здійснюється по радіальній петлевій схемі (рис. 14.1 г).

Петлева магістральна схема з двома взаємно резервованими кабельними лініями з перемикачами на вводах споживача показана на рис. 14.1д.

При електропостачанні будівель висотою вище 16 поверхів з електроприймачами І категорії, такими як ліфти, пожежні насоси, чергове освітлення і т. п., застосовують схему з автоматичним їх резервуванням (рис. 14.2). У нормальних умовах електроприймачі першої категорії живляться, наприклад, по лінії Л-2 від трансформатора Т-2. При виході з ладу лінії Л-2 або трансформатора Т-2 електроприймачі автоматично перемикаються на живлення від лінії Л-1 і трансформатора Т-2, чим забезпечується їх безперебійне живлення.

Рис. 14.3. Схема живлення напругою до 1 кВ великих магазинів, їдалень, ресторанів.

Для електропостачання багатоповерхових і багатосекційних житлових будинків, а також для живлення окремо стоячих ресторанів та магазинів використовують схему з трьома резервними кабелями (рис. 14.3.). Як видно на схемі, кожен кабель резервує тільки одну із живлячих ліній.

Читайте також:

1. Абсолютні синоніми (наприклад, власне мовні й запозичені) в одному тексті ділового стилю вживати не рекомендується.
2. Алгоритм маркетингового розрахунку цін.
3. Алгоритм однофакторного дисперсійного аналізу за Фішером. Приклад
4. Алгоритм розрахунку апаратів псевдозрідженого шару.
5. Алгоритм розрахунку ризиків за загрозою відмова в обслуговуванні
6. Алгоритм розрахунку та підбору технологічного обладнання
7. Алгоритм розрахунку температури поверхні чипу ІМС процесора
8. Базові та прикладні класифікації
9. В чому полягає явище тунелювання через потенціальний бар’єр, наведіть приклади.
10. Вибір алгоритмів розрахунку комплексних порівняльних оцінок.
11. Визначення і приклади
12. Виробнича потужність підприємства її види та принципи її розрахунку

Переглядів: 3626