Выбор напряжения внешнего электроснабжения
Для предварительного определения напряжения системы внешнего энергоснабжения согласно рекомендациям из [10] (l < 250 км, Р <60 МВт) воспользуемся формулой Стилла по [10]:
; (7.1)
где l = 90 км – длинна питающей линии;
Р∑ – предаваемая мощность с учётом мощности субабонентов Sсуб = 25 МВА
; (7.2)
(7.3)
МВт;
(7.4)
Мвар;
Мвт; (7.5)
Мвт;
кВ.
Ориентировочно напряжение питания внешнего электроснабжения выбирается ближайшее большее и сравнивается с вариантом на порядок выше выбранного. В данном случае 35 кВ и 110 кВ.
Приёмники I-ой категории (цеха №1,6) потребляют мощность:
кВт,
что составляет (1639,66/3955,74∙100%) 41% от Рз.
Приёмники II-ой категории (цеха №4,5,7) потребляют мощность:
кВт,
что составляет (1569,98/3955,74∙100%) 40% от Зз.
Так как есть приёмники I-ой и II-ой категории, принимаем к установке на ГПП два трансформатора.
Учитывая рекомендации в [8] при малой мощности завода на напряжение 35 и 110 кВ принимаем схему с отделителем и короткозамыкателем в цепях трансформаторов.
7.2. Уточнённый выбор напряжения и схемы внешнего электроснабжения
Выбор производится по условию минимума приведенных затрат в общем для разных вариантов напряжения и по минимуму приведенных затрат для трансформаторов, и методу экономических интервалов для ВЛ от УРП до ГПП.
Рассмотрим варианты 35 и 110 кВ.
Технико-экономический расчёт первого варианта напряжения (35 кВ)
1) Ориентировочная мощность трансформаторов, устанавливаемых на ГПП, из учёта, что потребителей I категории 41% - Кз = 0,6;
; (7.2)
МВА.
Намечаем 2 варианта мощности трансформаторов: 2 × 25 МВА и 2 × 32 МВА.
Таблица 7.1.
Каталожные данные трансформаторов напряжением 35/10 кВ
Тип | Sном, МВА | Пределы регулир., % | Uн, кВ | uк, % | ∆Рк, кВт | ∆Рх, кВт | Iх, % | К0, тыс.у.е. | |
ВН | НН | ||||||||
ТДН-25000 35/10 | ±9×1,78 | 37,5 | 10,5 | 9,5 | 0,7 | 48,1 | |||
ТДН-32000 35/10 | ±9×1,78 | 37,5 | 10,5 | 11,5 | 0,7 | 56,8 |
2) По рис 2.49 [10] при KЗ.Г. = 0,69 и Тм = 5086 определяем допустимую систематическую перегрузку трансформаторов в соответствии с суточным графиком нагрузки:
; (7.3)
За счёт неравномерности годового графика нагрузки (недогрузки в летние месяцы) может быть допущена дополнительная перегрузка трансформатора в размере:
; (7.4)
Определяем сумму допустимых перегрузок трансформаторов в нормальном режиме при максимальной нагрузке завода:
; (7.5)
Так как допустимая перегрузка должна составлять не более 30%, принимаем Sдоп = 0,3∙Sном.т.
3) Нормальный режим.
Коэффициент загрузки в часы максимума:
. (7.6)
Вариант 1:
;
Вариант 2:
;
С точки зрения работы в нормальном режиме приемлемы оба варианта.
4) Проверяем возможность работы намеченных трансформаторов в аварийном режиме:
Вариант 1:
МВА;
Вариант 2:
МВА;
Оба варианта приемлемы, т.к. трансформаторы в аварийном режиме могут обеспечить электроэнергией всю нагрузку завода.
5) Определим экономически целесообразный режим работы трансформаторов.
Определяем потери мощности энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме.
Принимаем при расчётах kИ.П. = 0,05 кВт/квар.
Вариант 1:
; (7.7)
квар;
; (7.8)
квар;
Приведённые активные потери холостого хода и короткого замыкания:
; (7.9)
кВт;
; (7.10)
кВт.
Приведенные потери мощности в одном трансформаторе:
; (7.11)
кВт.
Приведённые потери мощности в двух параллельно работающих трансформаторах:
; (7.12)
кВт.
где kз0,5 - коэффициент загрузки за счёт разделения нагрузки пополам между трансформаторами. Нагрузка при которой необходимо переходить на работу с двумя трансформаторами по [10]:
; (7.13)
МВА.
Вариант 2:
квар;
квар;
кВт;
кВт;
кВт;
кВт;
МВА.
До мощности SСГ целесообразна работа одного из трансформаторов во время работы на первых ступенях графика нагрузки (kЗ), а после SСГ – трансформаторы работают параллельно, без отключений одного из них, круглосуточно (kЗ0,5).
Определяем коэффициенты загрузки трансформаторов в обоих случаях для каждой ступени по вариантам, в зависимости от приведенных потерь мощности при – kЗ или kЗ0,5 и заносим в табл. 7.2
Далее определяются потери электроэнергии в трансформаторе для каждой ступени графика по формуле:
; (7.14)
Расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии сведены в табл. 7.2Таблица 7.2
Расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии (35 кВ)
Стоимость потерь электроэнергии для вариантов:
; (7.15)
где С0 = 0,04·10-3 тыс.у.е./кВт·ч – стоимость потерь электроэнергии;
тыс.у.е.;
тыс.у.е.
Суммарные затраты:
; (7.16)
тыс.у.е.;
тыс.у.е.;
Издержки определим по формуле:
; (7.17)
тыс.у.е.;
тыс.у.е.;
Т.к. капиталовложения на первый вариант меньше, чем на второй, а издержки на второй вариант меньше чем на первый, то необходимо проверить по времени окупаемости:
;
лет;
Т.к. время окупаемости меньше восьми лет принимаем к установке первый вариант.
Итоговые затраты на вариант 35 кВ: тыс.у.е.
Техноко-экономический расчёт варианта 110 кВ
Намечаем 2 варианта мощности трансформаторов: 2 × 25 МВА и 2 × 32 МВА.
Таблица 7.3
Каталожные данные трансформаторов напряжением 110/10 кВ
Тип | Sном, МВА | Пределы регулир., % | Uн, кВ | uк, % | ∆Рк, кВт | ∆Рх, кВт | Iх, % | К0, тыс.у.е | |
ВН | НН | ||||||||
ТДН-25000 110/10 | ±9×1,78 | 10,5 | 10,5 | 0,8 | |||||
ТДН-32000 110/10 | ±9×1,78 | 10,5 | 10,5 | 0,75 | 73,4 |
Порядок расчёта аналогичен предыдущему, т.к. используются трансформаторы той же мощности, но на напряжение UВН = 110 кВ. С точки зрения работы в нормальном и аварийном режиме приемлемы все варианты.
Определяем экономически целесообразный режим работы трансформаторов по (7.9), (7.10) и (7.15). Результаты заносим в таблицу 7.4
Таблица 7.4
Потери мощности в трансформаторах
Sном [кВА] | ∆Qк [квар] | ∆Qх [квар] | ∆P'к [кВт] | ∆P'х [кВт] | ∆P'1 [кВт] | ∆P'2 [кВт] | Sсг [МВА] |
221,25 | 46+k2з∙221,25 | 92+k2з∙442,5 | 15,128 | ||||
56+k23∙313 | 112+k23∙626 | 19,142 |
Расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии сведены в табл.7.5
Таблица 7.5
Расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии (110кВ)
Стоимость потерь электроэнергии определим по формуле (7.15):
тыс.у.е.;
тыс.у.е.;
Суммарные затраты по вариантам определим по формуле (7.16):
тыс.у.е.;
тыс.у.е.;
Издержки определим по формуле (7.17):
тыс.у.е.;
тыс.у.е.;
Т.к. капиталовложения и издержки по второму варианту меньше, чем по первому принимаем к установке второй вариант.
Итоговые затраты варианта 110 кВ: тыс.у.е.
Выбор линии, питающей ГПП
Вариант исполнения линии на напряжение 35 кВ,
СТР 21 скан шеф
Выбор производим по методу экономических интервалов.
Ток, протекающий в линии:
; (7.18)
А;
Сечение при jэ = 1,2 А/мм2 по [3]:
; (7.19)
мм2;
С учётом требований по короне намечаем три варианта:
Таблица 7.5
Каталожные и расчётные параметры линии 35 кВ
№ | Марка | F, мм2 | Iдоп, А | R0, Ом/км | R, Ом | К0, тыс.у.е./км | К, тыс.у.е. |
АС-185 | 0,17 | 15,3 | 15,1 | ||||
АС-240 | 0,13 | 11,7 | 16,4 | ||||
2×АС-150 | 2×150 | 0,105 | 9,45 | 28,6 |
Определяем расчетную токовую нагрузку линии по [5.271]:
; (7.20)
где αi – 1,05 – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии 35-110 кВ;
αТ – 0,8 – коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузкилинии и коэффициент её попадания в максимум энергосистемы из [5.271].
А;
Годовые затраты на сооружение линии:
; (7.21)
где n = 2 – число параллельно прокладываемых линий;
αэ = 0,048 – отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание;
τмакс = 3505,6 ч – время максимальных потерь, п.3;
β = 0,04 – тыс.у.е./кВт·ч – стоимость потерь 1 кВт·ч энергии;
Тогда затраты:
тыс.у.е.;
тыс.у.е.;
тыс.у.е.
Т.о. принимаем к исполнению двухцепную ВЛЭП 35 кВ, выполненную проводом АС-240 с Iдоп = 610 А. Суммарные затраты на сооружение линий и трансформаторов: тыс. у.е.
Вариант исполнения линии на напряжение 110 кВ
Ток, протекающий по линии, определим по (7.18):
А;
Сечение при jэ = 1,2 А/мм2 по (7.19):
мм2;
С учётом требований по короне намечаем три варианта:
Таблица 7.6
Каталожные и расчётные параметры линии 110 кВ
№ | Марка | F, мм2 | Iдоп, А | R0, Ом/км | R, Ом | К0, тыс.у.е./км | К, тыс.у.е. |
АС-95 | 0,33 | 29,7 | 16,6 | ||||
АС-120 | 0,27 | 24,3 | 17,15 | 1543,5 | |||
АС - 150 | 0,21 | 18,9 | 17,85 | 1606,5 |
Определяем расчетную токовую нагрузку линии по (7.20):
А;
Годовые затраты на сооружение линии по (7.21):
тыс.у.е.;
тыс.у.е.
тыс.у.е.
Т.о. принимаем к исполнению двухцепную ВЛЭП 110 кВ, выполненную проводом АС-95 с Iдоп = 330 А. Суммарные затраты на сооружение линий и трансформаторов: тыс.у.е.
Принимаем вариант с меньшими затратами, т.е. 110 кВ.
Приложение
Таблица 2.1
Зависимость между коэффициентами Ки и Кс
Таблица 2.2
Расчетные коэффициенты электрических нагрузок промышленных предприятий
Продолжение табл. 2.2
Продолжение табл. 2.2
Таблица 2.3
Удельная мощность освещения
Продолжение табл. 2.3
Таблица 2.4
КОЭФФИЦИЕНТ СПРОСА ОСВЕТИТЕЛЬНЫХ НАГРУЗОК
Помещение | Ксо |
Мелкие производственные здания и торговые помещения. | 1,00 |
Производственные здания, состоящие из отдельных больших пролетов. | 0,95 |
Административные здания, библиотеки и предприятия общественного питания. | 0,90 |
Производственные здания, состоящие из нескольких отдельных помещений. | 0,85 |
Лабораторные и конструкторско-бытовые здания, лечебные, детские и учебные учреждения. | 0,80 |
Складские здания, распределительные устройства и подстанции. | 0,60 |
Наружное и аварийное освещение. | 1,00 |
Таблица 6.1
Экономическая плотность тока
Таблица 6.2
Технико-экономические характеристики кабелей трехфазных с алюминиевыми жилами без стоимости траншей и конструкций
Литература
1. Б.А. Князевский, Б.Ю. Липкин «Электроснабжение промышленных предприятий» Москва ВШ 1986г
2. Ю.Д. Сибикин, М.Ю. Сибикин, В.А. Яшков «Электроснабжение промышленных предприятий и установок» Москва ВШ 2001г
3. В.Н. Радченко «Методические указания для выполнения курсового проектирования»
4. А.А. Федоров, Г.В. Сербиновский «Справочник»
5. М.А.Беркович; В.В.Молчанов; В.А.Семенов – «Основы техники релейной защиты».