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 S_суб = 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 Р_з.

Приёмники II-ой категории (цеха №4,5,7) потребляют мощность:

кВт,

что составляет (1569,98/3955,74∙100%) 40% от З_з.

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% - К_з = 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 K_З.Г. = 0,69 и Т_м = 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 S_доп = 0,3∙S_ном.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 k_И.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 k_з0,5 - 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 S_СГ целесообразна работа одного из трансформаторов во время работы на первых ступенях графика нагрузки (k_З), а после S_СГ – трансформаторы работают параллельно, без отключений одного из них, круглосуточно (k_З0,5).

Определяем коэффициенты загрузки трансформаторов в обоих случаях для каждой ступени по вариантам, в зависимости от приведенных потерь мощности при – k_З или k_З0,5 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 U_ВН = 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 j_э = 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 α_i – 1,05 – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии 35-110 кВ;

α_Т – 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;

α_э = 0,048 – отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание;

τ_макс = 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 I_доп = 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 j_э = 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 I_доп = 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 К_и и К_с

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».