- •2.20. Заходи по економії електричної енергії на підприємстві.
- •Оптимізація роботи цехової двотрансформаторної підстанції тп2, що живить корпус 1
- •4 Релейний захист та автоматика
- •4.1. Вимоги до релейного захисту і автоматики.
- •4.2 Загальне положення.
- •4.2.2 Захист шин 10кВ
- •4.2.3 Захист ліній 10кВ з одностороннім живленням.
- •4.2.4 Захист конденсаторних установок на напругу 10кВ
- •4.3 Захист кабельної лінії живлення підприємства.
- •4.3.1 Розрахунок максимально робочого струму лінії та вибір трансформатора струму.
- •4.3.2.Розрахунок максимального струмового захисту.
- •4.3.3.Розрахунок струмової відсічки
- •4.4. Автоматика.
- •4.4.1. Загальні положення.
- •4.4.2 Автоматичне регулювання потужності конденсаторних батарей.
- •5. Монтаж і експлуатація обладнання.
- •5.1.1. Монтаж роз’єднувачів.
- •5.1.2. Монтаж вимикачів навантаження.
- •5.1.3. Монтаж трансформаторів струму.
- •5.1.4. Монтаж трансформаторів струму.
- •5.1.5. Монтаж вентильних розрядників.
- •5.2. Монтаж електрообладнання відкритих розподільчих пристроїв.
- •5.2.1. Монтаж роз’єднувачів.
- •5.2.2. Монтаж трансформаторів струму тфн.
- •5.2.3. Монтаж розрядників.
- •5.3. Монтаж силових трансформаторів
- •5.3.1. Монтаж радіаторів.
- •5.3.2. Монтаж вводів.
- •5.3.3. Встановлення розширювача і газового реле.
- •5.3.4. Монтаж вихлопної труби і арматури.
- •5.3.5. Заповнення трансформатора олією і підготовка до роботи.
- •5.4. Експлуатація обладнання.
- •5.4.1. Склад оперативної роботи.
- •6. Асу і сапр.
- •6.1. Автоматизовані системи управління підприємством.
- •6. Система автоматизованого простування.
- •Економічна частина
- •7.1. Визначення кошторисної вартості елементів сеп.
- •7.2. Планування електропостачання підприємства.
- •7.3. Планування ремонту і обслуговування cеп.
- •7.4. Планування використання робочого часу.
- •7.5 Планування заробітної плати.
- •7.6. Планування річних експлуатаційних витрат.
- •7.7. Визначення собівартості і розподілу електроенергії.
- •8. Охорона праці і навколишнього середовища.
- •Перелік посилань
Оптимізація роботи цехової двотрансформаторної підстанції тп2, що живить корпус 1
Вибір режиму роботи трансформаторних підстанцій визначається двома умовами. По-перше, струм навантаження не повинен перевищувати допустимих значень з врахуванням тривалості його протікання. Правилами технічної експлуатації регламентовані умови навантаження і перевантаження трансформаторів, при яких зношення ізоляції за деякий період часу не перевищує допустимих значень. При цьому розглядається умова перевантаження трансформаторів при нормальній експлуатації і аварійні перевантаження. Якщо для перших необхідне врахування попереднього режиму, що визначають температура в початковий момент перевантаження, то для других врахування попереднього режиму і виконання тих чи інших розрахунків непотрібне. Норми задають для аварійних перевантажень допустиме значення навантаження у вигляді кратності по відношенню до номінальної потужності і допустиму тривалість цього перевантаження. Ці нормативні дані розроблені з врахуванням очікуваного підвищення температури обмотки і відповідного цій температурі зношенню ізоляції. Таким чином, першою і обов’язковою умовою вибору режиму є відсутність порушення допустимого значення струму навантаження і тривалості його протікання.
По-друге, технологічні витрати електричної енергії (втрати електроенергії) в трансформаторі повинні бути мінімальними. Ця умова не є такою необхідною, як перша. Порушення її не призведе до пошкодження трансформатора чи до підвищеного зношенню його ізоляції. Але в умовах дефіциту паливно-мастильних ресурсів зниження технологічних витрат електричної енергії мають важливе значення.
Слід зазначити, що методика вибору оптимального режиму є доцільною до застосування у будь-яких випадках, не залежно від номінальних напруг і потужності трансформаторів, від схеми з‘єднання обмоток і режиму нейтралі.
Задача оптимізації режиму багато трансформаторної підстанції з двообмотковими трансформаторами полягає у виборі інтервалів навантаження, для яких сумарні технологічні витрати електричної енергії будуть мінімальними. Ці інтервали будуть визначатися точками перетину в залежностей втрат потужностей для двох розглядуваних варіантів співвідношення працюючих трансформаторів.
Нам необхідно розглянути три варіанти роботи трансформаторів: паралельна робота двох трансформаторів на сумарне навантаження; робота одного трансформатора на сумарне навантаження; робота окремого трансформатора на окремне навантаження.
Для корпусу 1 (ткацький відділ, браковочний відділ) сумарне максимальне за найбільш завантажене розрахункове навантаження складає
703,53 + j 471,36кВА
згідно таблиці 2.2. даного проекту. Модуль значення певної потужності 846,84кВА.
Задамося межами зміни певної потужності, що споживається приймачами цеху від 0 до 850кВА і протабулюємо значення втрат енергії в трансформаторах ЦТП для трьох варіантів ввімкнення трансформаторів.
Значення втрати енергії для 1 варіанту ввімкнення (паралельна робота)
(3.1)
де: – кількість трансформаторів під станцій однакової марки, що паралельно працюють;
- втрати не робочого режиму трансформаторів;
- час роботи обладнання;
- коефіцієнт завантаження трансформатора;
- втрати короткого замикання трансформаторів;
- час максимальних витрат енергії;
- час використання максимального навантаження .
Значення втрат енергії для ІІ варіанту ввімкнення (робота одного трансформатора на сумарне навантаження)
Значення витрат енергії для ІІІ варіанту ввімкнення (робота окремого трансформатора на окреме навантаження):
де: - коефіцієнт завантаження першого трансформатора підстанції;
- коефіцієнт завантаження другого трансформатора, ( = 0,7), ( = 0,3)
Результати розрахунку запишемо в таблицю 3.1.
Таблиця 3.1. Значення втрат потужності в трансформаторах ТП2.
Значення потужності , кВА |
Втрати потужності 1 варіант |
Втрати потужності 2 варіант |
Втрати потужності 3 варіант |
0 |
22700 |
11350 |
22700 |
50 |
22747,11 |
11444,22 |
22788,35 |
100 |
22888,44 |
11726,87 |
22888,44 |
150 |
23123,98 |
12197,96 |
23495,16 |
200 |
23453,74 |
12857,49 |
24113,62 |
250 |
23877,72 |
13705,45 |
24908,79 |
300 |
24395,92 |
14741,84 |
25880,66 |
350 |
25008,34 |
15966,68 |
27029,23 |
400 |
25714,97 |
17379,94 |
28354,5 |
450 |
26515,82 |
18981,65 |
29856,48 |
500 |
27410,89 |
20771,79 |
31535,16 |
550 |
28400,18 |
22750,36 |
33390,54 |
600 |
29483,69 |
24917,37 |
35422,22 |
650 |
30661,41 |
27272,82 |
37631,41 |
700 |
31933,35 |
29816,7 |
40016,91 |
750 |
33299,51 |
32549,02 |
42579,1 |
800 |
34759,89 |
35469,78 |
45318 |
850 |
36314 |
38578,97 |
48233,6 |
Побудувавши відповідні графіки визначимо критичні точки втрат потужності і інтервали в яких оптимально використовувати той чи інший варіант включення трансформаторів. В результаті аналізу рис. 3.1. можна виділити три інтервали (в залежності від двох отриманих критичних точок).
1 інтервал – відзначається однаковими технологічними втратами електричної енергії при 1, 3 варіантах ввімкнення, але значно нижчими витратами 2 варіанту ввімкнення. Отже доцільно застосувати 2 варіант.
2 інтервал – має найменші витрати при 2 варіанті ввімкнення.
3 інтервал – має найменші втрати при 1 варіанті ввімкнення.
Отже, при зміні навантаження від 0 до (приблизно) 780 кВА необхідно використати роботу одного трансформатора на сумарне навантаження; при зміні навантаження від (приблизно) 780 і вище необхідно використати паралельну роботу двох трансформаторів на сумарне навантаження.