Характеристика электрических нагрузок предприятия
| № рисунка генплана предприятия (прил. 1) | Pp i (нн), МВт | Qp i (нн), Мвар | Sp i (нн), МВ×А | сos ji | Состав потре-бителей по категориям надежности | Длительность использования максимума нагрузки, ч |
| S1 | 0,7 | 0,3 | 0,76 | I и II – 75% | ||
| S2 | 0,7 | 0,3 | 0,76 | I и II – 75% | ||
| S3 | 1,2 | 0,5 | 1,3 | I и II – 75% | ||
| S4 | 1,2 | 0,5 | 1,3 | I и II – 75% | ||
| S5 | 0,3 | 0,14 | 0,33 | II – 80% | ||
| S6 | 0,3 | 0,14 | 0,33 | II – 80% | ||
| S7 | 0,5 | 0,24 | 0,55 | II – 80% | ||
| S8 | 0,3 | 0,14 | 0,33 | II – 80% | ||
| S9 | 0,37 | 0,21 | 0,425 | III – 100% | ||
| S10 | 0,37 | 0,21 | 0,425 | III – 100% | ||
| S11 | 0,37 | 0,21 | 0,425 | III – 100% | ||
| S12 | 0,5 | 0,2 | 0,8 | II – 80% | ||
| S13 | 0,5 | 0,2 | 0,8 | II – 80% |
Определяются суммарные расчетные активная и реактивная мощности на шинах НН (0,4 кВ) всех цеховых ТП, а затем — расчетная полная мощность:
åP(НН) = Pp i (НН), (1.1)
åP(НН) = Pp1(НН) + Pp2(НН)+ Pp3(НН)+ Pp4(НН)+ Pp5(НН)+ Pp6(НН) Pp7(НН)+ Pp8(НН)+
+ Pp9(НН)+ Pp10(НН)+ Pp11(НН)+ Pp12(НН)+ Pp13(НН) =0,7+0,7+1,2+1,2+0,3+0,3+0,5+0,3+0,37+0,37+0,37+0,5+0,5=7,1 МВт,
åQ(НН) = Qp i (НН), (1.2)
åQ(НН) = Qp1(НН) + Qp2 (НН) + Qp3 (НН) + Qp4 (НН) + Qp5 (НН) + Qp6 (НН) + Qp7 (НН) +
+ Qp8 (НН) + Qp 9 (НН) + Qp10 (НН) + Qp11 (НН) + Qp12 (НН) + Qp13 (НН) = 0,3+0,3+0,5+0,14+0,5+0,14+0,24+0,14=0,21+0,21+0,21+0,2+0,2=3,29 МВар
Sp (НН) = , (1.3)
Sp (НН) = МВА.
Согласно [4, с. 67] в большинстве случаев расчетную нагрузку предприятия, отнесенную к шинам вторичного напряжения приемной подстанции (ГПП, ГРП), определяют по формулам расчетом, а не построением суммарного совмещенного графика нагрузки с учетом высоковольтных электроприёмников и потерь мощности в цеховых трансформаторах и высоковольтных заводских сетях. Суммарные расчетные активная и реактивная мощности нагрузки на шинах вторичного напряжения приемной подстанции предприятия (ГПП, ГРП) предварительно определяются по формулам [4, с. 67—68]:
åPp = (åPнн + åPвв + DPцт + DPл )Kрм ,
(1.4)
åQр = (åQнн + åQвв + DQцт + DQл )Kрм ,
åPp = (7,31 + 0,16 + 0,24 ) × 0,9 = 6,939 кВт,
åQр = (3,29 + 0,8 + 0) × 0,9 = 3,681 квар,
где åPвв , åQвв — суммарные активная и реактивная мощности высоковольтных электроприёмников. В курсовой работе они не учитываются, так как не заданы в исходных данных;
DPцт , DQцт — соответственно потери активной и реактивной мощностей в трансформаторах цеховых ТП
DPцт =0,02Sр (нн),
(1.5)
DQцт = 0,1Sр (нн),
где Sр (нн) — расчетная полная мощность предприятия на шинах НН (0,4 кВ) за максимально нагруженную смену с учетом потерь в сети НН;
DPл , DQл — соответственно потери активной и реактивной мощностей в линиях внутренней сети напряжением выше 1 кВ:
где DPл = 0,03·Sр (нн); DQл « DPл , а поэтому можно принять DQл = 0;
Kр.м — коэффициент разновремённости максимумов нагрузок предприятия, равный 0,9—0,95.
Расчетная полная мощность предприятия на шинах приемной подстанции (ГПП, ГРП), МВ×А, равна
, (1.6)
МВА.
Определяется коэффициент мощности нагрузки предприятия на шинах вторичного напряжения приемной подстанции при максимальном режиме
, (1.7)
.
1.2. Выбор схемы электроснабжения предприятия
Система внешнего электроснабжения включает в себя схему электроснабжения и источники питания предприятия.
Для предприятия средней мощности, имеющего в наличии потребители I и II категории и получающего питание от районных сетей 220 кВ, целесообразно применить схему глубокого ввода. Такая схема характеризуется максимально возможным приближением высшего напряжения к электроустановкам потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов.
Линии глубоких вводов проходят по территории предприятия и имеют ответвления к нескольким подстанциям глубоких вводов (ПГВ), расположенным близко от питаемых ими нагрузок.
Передача электроэнергии от источника питания (РТП) до приёмного пункта предприятия (ГПП), осуществляется воздушными линиями ЛЭП-220 кВ, так как источник питания находится на значительном удалении от предприятия.
Так как в составе предприятия имеется значительная часть потребителей первой и второй категории надёжности, то питающая ВЛ-220 кВ должна быть резервированной, т.е. двухцепной.
По условию надёжности электроснабжения на ГПП предусмотрено два силовых трансформатора напряжением 220/10 кВ.
Напряжение внутренней распределительной сети предприятия 10 кВ.
Выбранная схема представлена в приложении П1.1.
1.3. Выбор напряжения сети внешнего электроснабжения
Предприятие по параметрам полной мощности является средним, имеет в наличии потребители I и II категории надежности и находится на большом расстоянии от источника питания. Из этого следует что напряжения сети внешнего электроснабжения должно быть 220 кВ.
1.4. Выбор трансформаторов цеховых ТП
Количество и мощность трансформаторов на цеховых ТП (ЦТП) определяются на основании категорийности и суммарной расчётной мощности электроприёмников каждого цеха, а также рациональной загрузки трансформаторов в нормальном режиме и необходимого резервирования в послеаварийном режиме.
Мощность трансформаторов ЦТП выбирается по расчетной максимальной нагрузке Sр(НН) на шинах НН (0,4 кВ) этих ТП.
Мощность трансформаторов двухтрансформаторной ЦТП принимается исходя из условия, что оба трансформатора загружены постоянно, но не на полную мощность (коэффициент загрузки 0,7). Предполагается, что в случае выхода из строя одного трансформатора ЦТП, другой примет на себя всю нагрузку, не перегружаясь более чем на 40 % (коэффициент аварийной перегрузки Kп.а = 1,4). Это соответствует условию
Sт = Sр(НН) / N·Kз = Sр(НН)/2·0,7 = Sр(НН) / 1,4 ,
где Sт — расчетная полная мощность одного трансформатора, кВ×А.
Для однотрансформаторной ЦТП, если по графику нагрузки цеха не ожидаются резкие перегрузки, мощность трансформатора Sт , кВ×А, равна
Sт = Sр(НН) / Kз, где Kз принимается 0,9—0,95.
Sт1 = Sр1(НН) / N·Kз = Sр1(НН)/2·0,7 = 760/1,4 = 543 кВ×А;
Sт2 = Sр2(НН) / N·Kз = Sр2(НН)/2·0,7 = 760/1,4 = 543 кВ×А;
Sт3 = Sр3(НН) / N·Kз = Sр3(НН)/2·0,7 = 1300/1,4 = 928 кВ×А;
Sт4 = Sр4(НН) / N·Kз = Sр4(НН)/2·0,7 = 1300/1,4 = 928 кВ×А;
Sт5 = Sр5(НН) / N·Kз = Sр5(НН)/2·0,7 = 330/1,4 = 235 кВ×А;
Sт6 = Sр6(НН) / N·Kз = Sр6(НН)/2·0,7 = 330/1,4 = 235 кВ×А;
Sт7 = Sр7(НН) / N·Kз = Sр7(НН)/2·0,7 = 550/1,4 = 393 кВ×А;
Sт8 = Sр8(НН) / N·Kз = Sр8(НН)/2·0,7 = 330/1,4 = 235 кВ×А;
Sт9 = Sр9(НН) / Kз = Sр9(НН) /0,9 = 425/0,9 = 472 кВ×А;
Sт10 = Sр10(НН) / Kз = Sр10(НН) /0,9 = 425/0,9 = 472 кВ×А;
Sт11 = Sр11(НН) / Kз = Sр11(НН) /0,9 = 425/0,9 = 472 кВ×А;
Sт12 = Sр12(НН) / N·Kз = Sр12(НН)/2·0,7 = 800/1,4 = 571 кВ×А;
Sт13 = Sр13(НН) / N·Kз = Sр13(НН)/2·0,7 = 800/1,4 = 571кВ×А.
При ожидаемых перегрузках мощность трансформатора выбирается с запасом. По таблице 6.51 [2] выбираются тип и номинальная мощность трансформаторов каждой цеховой ТП так, чтобы Sном.т Sт. Результаты выбора трансформаторов цеховых ТП оформляются в табл. 1.2.
Технические характеристики выбранных трансформаторов оформляются в виде табл. 1.2.
Таблица 1.2