Теперь, когда известны средние нагрузки цехов, в зависимости от плотности нагрузки, согласно [4], можно произвести выбор мощности трансформаторов и числа ТП в каждом из цехов.
Результаты выбора сведены в таблицу 3.3.1.2.
Таблица 3.3.1.2
Результаты выбора мощности трансформаторов и числа ТП.
NЦЕХА ПО
ПланУ
SСМ, кВА
SР, кВА
F, м2
σ
кВА/м2
SТ НОМ,
кВА
Кол-во
КТП
Номер
НА ПланЕ
1
2
3
4
5
6
7
8
1321.1
728.08
6048
0.12
2x630
7120.5
8590.9
21248.6
0.75
1600
1000
4743.9
4733.7
10584
0.45
9
18
508.6
162.9
280.1
407.5
73.2
292.9
64.6
150.4
399.9
56.25
504
2620.8
1814.4
3548.2
752.76
0.1
2x1600
10
2642.1
2468.9
9979.2
0.25
630
13
12
11
2268.5
1618.9
11309.8
0.14
14
15
16
17
3456
8736.8
31741.9
19
20
684.5
134.4
591.5
135.9
2822.4
2x1000
21
3080.7
2299.2
5080.3
22
23
690.8
73.4
716.2
75
1141.2
32256
24
Поскольку для каждого предприятия энергосистема устанавливает величину реактивной мощности, которую она передаёт по своим сетям этому предприятию в часы максимума нагрузки энергосистемы и в часы минимума нагрузки энергосистемы, то недостающая реактивная мощность должна быть скомпенсирована на месте. Проблема компенсации реактивной мощности важна ещё потому, что это позволяет значительно уменьшить потери электроэнергии. Наибольший эффект снижения потерь электроэнергии в сети имеет место при полной компенсации реактивных нагрузок. Задача сводится к выбору для каждого РП батарей конденсаторов, мощность которых по возможности равна реактивной нагрузке этого пункта.
В зависимости от места установки КУ на стороне 6-10 кВ или на напряжении до 1000 В затраты различны.
Случай установки БК со стороны 6-10 кВ может привести к увеличению установленной мощности трансформаторов, но с другой стороны источники РМ, устанавливаемые там экономичнее БК на напряжении до 1000 В.
Поэтому при определении экономически наивыгоднейшего варианта приходится рассчитывать приведённые затраты. Определим активное сопротивление АД по каталожным данным [7]:
РН=630 кВт; UН=10 кВ; n=1500 об/мин;
ŋ=94.8%; cos (φ) =0.9; SН=0.8%;
МП/МН=1.3; IП/IН=6.5.
RАД= ( (РН+ΔРМЕХ) ·мК) / (4· (1-SН) ·1002·6.52), (3.3).
Механические потери примем 1% от РН.
RАД=2.45 Ом.
Параметры распределительных сетей приведены в таблице 3.3.2.1 Расчёт этих сетей произведён в п.6.2.
Таблица 3.3.2.1
Параметры распределительных сетей.
Наименование
Линии.
Длина
Каб., м.
Принятое
Сечение, мм2.
R0, Ом/км.
Х0, Ом/км.
Магистраль 1:
ГПП-КТП 6
КТП 6-КТП 1
763.8
648.3
115.5
3x35
0.89
0.095
Магистраль 2:
ГПП-КТП 13
КТП 13-КТП 12
КТП 12-КТП 11
272.3
110.1
80.1
82.1
3x50
0.62
0.09
Магистраль 3:
ГПП-КТП 14
КТП 14-КТП 5
564.7
455.9
108.8
3x16
1.94
0.113
Магистраль 4:
ГПП-КТП 17
КТП 17-КТП 16
КТП 16-КТП 15
592.2
485.5
55.3
51.4
Магистраль 5:
ГПП-КТП 18
КТП 18-КТП 19
КТП 19-КТП 20
1027.4
731.8
141.9
153.7
2x (3x95)
0.33
0.083
Магистраль 6:
ГПП-КТП 23
КТП 23-КТП 22
КТП 22-КТП 21
552.8
264.3
93.4
195.1
3x70
0.44
0.086
Магистраль 7:
ГПП-КТП 24
287.5
Магистраль 8:
ГПП-РП
РП - КТП 10
РП-КТП 9
КТП 9 - КТП 8
КТП 8-КТП 7
РП - АД
1070.8
702.1
220.6
69.9
66.2
Чтобы определить оптимальную мощность БК необходимо произвести последовательное эквивалентирование схемы замещения исходной распределительной сети начиная с конца токопровода, в соответствии с формулой:
RЭ=1/Σ (1/Ri), (3.4).
Т. к. каждый раз последовательно складывается только два сопротивления, то удобнее пользоваться формулой сложения двух параллельно соединённых сопротивлений, вытекающей из (3.4):
RЭ 12=R1·R2/ (R1+R2), (3.5).
Когда эквивалентирование всей сети будет завершено, распределение Q по участкам токопровода и ответвлениям рассчитывается по (3.6).
Qi=Q·RЭ/Ri, (3.6).
Где Q-суммарная мощность, подлежащая распределению;
Ri-сопротивление I-й радиальной линии;
RЭ-эквивалентное сопротивление всех радиальных линий.
Расчётная схема замещения приведена на рис.3.2.1
Рис.3.2.1 Схема замещения распределительной сети.
В результате эквивалентирования получено RЭ ГПП=0.025 Ом.
Таблица 3.3.2.2
Результаты расчета КУ.
№ КТП
QЭi, квар
QРi, квар.
QКУi, квар.
Тип КУ, 0.4 кВ
732.2
998.5
945.2
901.6
432.5
1008.1
768.1
699.6
738.1
98.5
434.7
559.2
579.9
401.1
389.4
302.1
404.7
700.2
508.1
519.6
371.8
876.4
953.92
1300
554.8
900.93
120.4
549
700
438.73
1188
495.8
1164.8
221.72
301.5
354.8
398.4
122.3
291.9
132.83
201.33
162.83
21.9
114.3
140.8
120.1
37.63
49.33
136.63
34.03
487.8
191.9
180.4
124
288.4
2xУКБН-100
2хУКБТ-150
2хУКБТ-200
УКБН-100
УКБТ-200
УКБТ-150
--
3хУКБТ-150
912.1
283.8
411.8
252.7
128
УКБН-100+
Поскольку на рассматриваемом предприятии преобладают потребители I и II категорий по бесперебойности электроснабжения, поэтому, в соответствии с ПУЭ, для внешнего электроснабжения предусматриваю две линии.
Питающие линии выполнены воздушными, т.к расстояние от завода до ИП значительно и составляет 25 км. При сооружении ГПП предусматриваются два трансформатора связи с энергосистемой.
Выбор мощности трансформаторов ГПП произвожу по расчётной мощности завода с учётом загрузки их в нормальном и аварийном режимах с учётом допустимой перегрузки в последнем режиме. Мощность трансформаторов должна быть такой, чтобы при выходе из работы одного из них второй воспринимал бы на себя всю НГ подстанции с учётом аварийной перегрузки.
Мощность трансформатора находим по формуле:
SТР=SР/1.4, (4.1).
Где 1.4-предельный коэффициент загрузки трансформатора.
РР=32191.31 кВт.
QР=32191.31·0.33=10623.13 квар.
SР=33898.84 кВА.
SТР=24213.5 кВА.
Принимаю к установке два трансформатора ТДН-110/10 мощностью по 25 МВА [5].
Загрузка трансформаторов в нормальном режиме:
КЗ=SР/2·SН. ТР. (4.2).
КЗ=0.678;
В послеаварийном режиме:
КЗ АВ=SР/SН ТР (4.3).
КЗ АВ=1.36.
Принимаем к установке 2xТДН-25, считая возможным в аварийном режиме отключение потребителей третьей категории и частично потребителей второй категории.
На ГПП трансформируется энергия, получаемая от ИП, с U=110 кВ на U=10 кВ, на котором происходит распределение электроэнергии по подстанциям и питания ЭП на этом напряжении.
В соответствии с [5] на двух трансформаторных подстанциях U=35-220 кВ применяю схему “Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий", поскольку блочные схемы позволяют наиболее рационально и экономично решить схему ЭСПП. На подстанциях 35-220 кВ блочные схемы применяются для питания как непосредственно от районных сетей, так и от узловых подстанций промышленного предприятия. Схема приведена на рис.4.1
Схема ГПП удовлетворяет следующим условиям:
Обеспечивает надёжность электроснабжения потребителей и переток активной мощности по магистральным связям в нормальном и послеаварийном режимах;
Учитывает перспективы развития;
Допускает возможность поэтапного расширения;
Учитывает широкое использование элементов автоматики и ПРА.
Выбор рационального напряжения питания имеет большое значение, т.к величина напряжения влияет на параметры ЛЭП и выбираемого оборудования подстанции и сетей, а следовательно на размер капитальных вложений, расход цветного металла, на величину потерь электроэнергии и эксплуатационных расходов.
Для питания крупных и особо крупных промышленных предприятий рекомендуется использовать напряжения 110, 220 кВ. Напряжение 35 кВ в основном рекомендуется использовать на средних предприятиях при отсутствии значительного числа электродвигателей на напряжение больше 1000 В, а также для частичного распределения энергии на крупном предприятии, где основное напряжение питания 110-220 кВ.
Для внутреннего распределения энергии в настоящее время, как правило, используют напряжение 10 кВ.
Выбор напряжения питания основывается на технико-экономическом сравнении вариантов.
Рассмотрим два варианта с выявлением капитальных затрат, ежегодных эксплуатационных расходов, расходов цветного металла, приведённых затрат. [6].
Для определения технико-экономических показателей намечаем схему внешнего электроснабжения данного варианта. Аппаратура и оборудование намечаем ориентировочно, исходя из подсчитанной электрической нагрузки промышленного предприятия. Затем определяется стоимость оборудования и другие расходы.
Намечаем два варианта внешнего электроснабжения - 35 и 110 кВ.
В соответствии с намеченным вариантом при заданном напряжении определяем суммарные затраты и эксплуатационные расходы.
Капитальные затраты установленного оборудования линии:
ОРУ 110 кВ с двумя системами шин на ЖБ конструкциях.
К0=2·14.95=29.9 т. руб. [3].
Линия принимается двухцепной, воздушной с алюминиевыми проводами и ЖБ опорами. Экономическое сечение определяю по экономической плотности тока:
IР=SР/√3·U·2, (4.4).
IР=85.19 А.
FЭК=IР/jЭК, (4.5).
FЭК=77.45 мм2.
ТMAX<5000 ч. [2], следовательно j=1.1
Для сталеалюминиевых проводов минимальным сечением по механической прочности является сечение 25 мм2, но по условию коронирования при напряжении 110 кВ следует принять сечение 70 мм2.
Принимаем сечение F=95 мм2, АС-95, r0=0.314 Ом/км, x=42.9 Ом/км.
Стоимость 1 км двухцепной линии указанного сечения на ЖБ опорах 12.535 т. руб. [3]. Тогда при двух линиях и L=25 км соответственно:
КЛ=2·25·12.535=626.75 т. руб.
В соответствии с нагрузкой завода устанавливается два трансформатора
ТДН-110/10 с мощностью 25 МВА. Паспортные данные трансформатора следующие:
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11