Рефераты

Дипломная работа: Электрические нагрузки ремонтно-механического цеха

Таким образом, суммарные приведенные затраты, при выбранных оптимальных сечениях кабелей и прочих равных условиях составят:

Таблица 8.9

Результаты расчета затрат для оптимального варианта “10 кВ”

Сравниваемые участки

Приведенные затраты по вариантам, тыс.у.е./год

ЗП 10кВ

затраты на линии W1-W13 3,0648
затраты на КТП 10/6 кВ 3,433
 затраты на линиию W14 (ГПП-ЦРП) 12,781

затраты на прокладку кабельных линий

0,703
Итого:

19,982


8. Выбор оптимального варианта внешнего электроснабжения

8.1 Выбор оптимального напряжения

Предварительный выбор напряжения системы внешнего электроснабжения проведем с учетом мощности субабонента, протекающей через трансформаторы ГПП.

Неизвестно, применяет ли субабонент систему компенсации реактивной мощности на стороне низкого напряжения 0,38кВ цеховых подстанций. Поэтому в расчетной мощности трансформаторов ГПП учитываем реактивные нагрузки мощности субабонента, приближенно оцененные по данным, полученным из расчета данного проектируемого предприятия. То-есть примем коэффициент мощности субабонента равным коэффициенту мощности проектируемого предприятия:

cosjсуб = cosjз =Pз/Sз

cosjсуб = cosjз =14548,1/18092,4= 0,804

Для определения напряжения системы внешнего электроснабжения согласно рекомендациям из [2] (l<250км, Р<60 МВт) воспользуемся формулой Cтилла по [2]:

,                           (9.1)

где    l- длина питающей линии, км (l = 60 км)

РS- передаваемая мощность, учитывающая мощность субабонентов Sсуб=32 MВА

РS = Sсуб + Sз

Pсуб = Sсуб * cosjз = 37 *0,805 = 30 MВт

Qсуб = Sсуб * sinjз = 37 *0,514 = 19,028 мваp

РS = Рсуб + Р З = Pсуб + РЗ = 30+14,548 = 44,545 MВт

QS = Qсуб = 19,028 мвар

Предполагаем полную компенсацию реактивной мощности субабонента:

SРS = == 44,545 МВА

напряжения системы внешнего электроснабжения согласно формуле (9.1):

 = 115,175 кВ.

Проанализируем три варианта исполнения системы внешнего электроснабжения:

Uном = 35 кВ

Uном = 110 кВ

Uном = 220 кВ

8.2 Выбор оптимального варианта главной понизительной подстанции(ГПП)

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 одного напряжения.

Поочередно рассмотрим варианты U=35кВ, U=110кВ и U=220кВ


8.2.1 Технико- экономический расчет варианта U=35 кВ

Номинальная мощность каждого трансформатора ГПП 2-ух трансформаторной подстанции принимают равной » 0,7 от прогнозируемого расчетного максимума нагрузки подстанции

Намечаем три варианта мощности трансформаторов с учетом нагрузочной способности:

2*25 МВА, 2*40 МВА, 2*63 МВА,

Справочные данные трансформаторов взяты в соответствие с [6],приведены в табл.9.1

Таблица 9.1. Справочные данные трансформаторов

Тип

Sном

MB- A

Пределы регулирования Каталожные данные Расчетные данные

Uном

обмоток,

кВ

%

DPк,

кВт

DPх, кВт

I,

%

RT,

Ом

ХT,

Ом

DQх, кВт

Ко,

тыс

у е

ВН HH
ТРДНС-25000/35 25 ±8X1,5% 36,75 2х10,5 9,5 115 25 0,5 0,25 5,1 125 77
ТРДНС-32000/35 32 ±8X1,5% 36,75 2х10,5 11,5 145 30 0,45 0,19 4,8 144 86
ТРДНС-40000/35 40 ±8X1,5% 36,75 2х10,5 11,5 170 36 0,4 0,14 3,9 160 96

Коэффициент заполнения графика в наиболее загруженные сутки определим

ориентировочно по данным полученным при расчете проектируемого предприятия. Т.о. при Pср= 9813,91 МВА:

                                    (9.2)


По номограмме рис. 27.6 [3,29] при kЗ.Г.=0,675 и продолжительности максимума tmax= 3 ч/сут. определяем допустимую систематическую перегрузку трансформаторов в соответствии с суточным графиком нагрузки:

.                                                  (9.3)

За счёт неравномерности годового графика нагрузки (недогрузки в летние месяцы) может быть допущена дополнительная перегрузка трансформаторов в размере

.                                                  (9.4)

Определяем сумму допустимых перегрузок трансформаторов в нормальном режиме при максимальной нагрузке завода:

              (9.5)

Так как допустимая перегрузка должна составлять не более 30%, принимаем

.                                                            (9.6)

2. Нормальный режим.

Коэффициент загрузки в часы максимума:

;                                                            (9.7)


Вариант 1:

КЗ1 = 44,545 / 2*25 = 0,891

Вариант 2:

КЗ2 = 44,545/ 2*32= 0,696

Вариант 3:

КЗ3 = 44,545/ 2*40=0,557

С точки зрения работы в нормальном режиме приемлемы все варианты.

Впервом варианте 2*25 МВА с учетом перегрузки оба трансформатора в нормальном режиме могут пропустить всю потребную мощность во время максимальной нагрузки завода,поскольку допустимая максимальная мощность 2-х трансформаторов составит:

Sдоп max =1,3*2*25 = 65 > 44,545 МВА

3. Послеаварийный режим

Проверяем возможность работы трансформаторов в данном режиме по вариантам. Определим нагрузочную способность, остающегося в работе трансформатора, которую он способен обеспечить в соответствии с требованиями режима, (%):

Вариант 1:

1,4* Sном.т =1,4*25=35 МВА. т. е.(35/44,545)*100%= 78,57%

Вариант 2:

1,4*32 =44,8 МВА. (44,8 /44,545)*100%= 100,57%

Вариант 3:

1,4*40= 56 МВА, т. е. (56/ 44,545)*100%= 125,7%

При отключении одного из трансформаторов оставшийся в работе должен пропустить всю потребляемую мощность. Суммарная мощность потребителей I-ой категории - (ЭП №11, №19, №20, №21) составляет РI=4178,26 кВт = 28,7%).

Суммарная мощность ЭП III–ой категории составляет РIII=1462,2 кВт=10,1%).

Т.о. нагрузка по предприятию преимущественно II – ой категории РII= 61,2%

Предполагая наличие потребителей I-ой, II–ой, III–ей категории у субабонента той-же долей, суммарная доля ЭП по категориям в составе нагрузки ГПП будет равна:

РI = 28,7%; РII = 61,2%; РIII = 10,1%

Для первого варианта допустим временный перерыв в питании потребителей III –ей и части II -ой категории, учитывая субабонента, что допустимо.

Значит трансформаторы смогут обеспечить электроэнергией всю нагрузку завода.

4. Определяем экономически целесообразный режим работы трансформаторов.

Определяем потери мощности и энергии в трансформаторах за год при их работе в экономически целесообразном режиме по (5.2)-(5.10).

Принимаем при расчётах kИ.П.=0,05 кВт/квар.

Вариант 1.

;  квар;

  квар;

;

 кВт;

 кВт.

Приведенные потери мощности в одном трансформаторе, кВт:

;  кВт,

в двух параллельно работающих трансформаторах:

 кВт;  кВт,

здесь kз0,5- новый коэффициент загрузки за счёт разделения нагрузки пополам между трансформаторами.

Вариант 2.

 квар;

 квар;

 кВт;  

 кВт;

 кВт;

 кВт.

Вариант 3.

 квар;               квар;

 кВт;                кВт;

 кВт;    

 кВт.

Находим нагрузку, при которой необходимо переходить на работу с двумя трансформаторами по формуле (9.8) [3,42]:

;                                          (9.8)

=12,927 МВА;

= 15,217 МВА;

= 18,76 МВА;

На первом этапе целесообразна работа одного из трансформаторов при работе на первых ступенях графика нагрузки при коэффициенте загрузки (КЗ). Далее, при определенной нагрузке и соответствующем коэффициенте загрузки (КЗ0,5) трансформаторы работают параллельно.При этом переход на параллельную работу соответствует минимуму потерь электроэнергии в трансформаторах и зависит от величины “мощности перехода”, найденной по формуле (9.8).

Определяем коэффициенты загрузки трансформатора в обоих случаях для каждой ступени      по вариантам, в зависимости от приведенных потерь мощности при – КЗ или – КЗ 0,5 и заносим в табл. 9.2. Далее определяются потери электроэнергии в трансформаторах для каждой ступени графика по формуле:

 кВт*ч/год,

 кВт*ч,

Расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии сведены в табл.9.2.

Таблица 9.2. Результаты расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии (35кВ)

ступени

Нагрузка, S

Продол-жительность ступени, tст,

kз0,5

Продолжитель-ность ступени, t’ст,

Потери мощности, P,

Потери ЭЭ,

DW,

МВА % час в году кВт кВт*ч

2х25 МВА

1 14,700 33 - 0,294 2555 102,908 262930,0
2 22,273 50 - 0,445 730 155,264 113342,7
3 28,954 65 - 0,579 365 219,271 80034,0
4 31,182 70 - 0,624 365 244,317 89175,9
5 33,409 75 - 0,668 365 271,219 98994,9
6 35,636 80 - 0,713 1095 299,976 328473,6
7 37,418 84 - 0,748 730 324,317 236751,5
8 40,091 90 - 0,802 730 363,055 265030,5
9 42,318 95 - 0,846 730 397,378 290086,0
10 44,545 100 - 0,891 1095 433,556 474743,9
2811,26 2239563,0
2х32 МВА
1 14,700 33 0,459 - 2555 106,63 272429,3
2 22,273 50 - 0,348 730 154,09 112485,7
3 28,954 65 - 0,452 365 209,08 76312,8
4 31,182 70 - 0,487 365 230,59 84166,2
5 33,409 75 - 0,522 365 253,70 92601,4
6 35,636 80 - 0,557 1095 278,41 304855,0
7 37,418 84 - 0,585 730 299,32 218501,5
8 40,091 90 - 0,626 730 332,60 242794,8
9 42,318 95 - 0,661 730 362,08 264319,1
10 44,545 100 - 0,696 1095 393,16 430510,2
2619,66 2098976,1
2х40 МВА
1 14,700 33 0,3675 - 2555 98,02 250444,7
2 22,273 50 0,5568 - 730 168,02 122651,7
3 28,954 65 - 0,362 365 192,79 70369,7
4 31,182 70 - 0,390 365 209,54 76480,5
5 33,409 75 - 0,418 365 227,52 83044,1
6 35,636 80 - 0,445 1095 246,74 270180,9
7 37,418 84 - 0,468 730 263,01 191998,4
8 40,091 90 - 0,501 730 288,91 210901,4
9 42,318 95 - 0,529 730 311,85 227649,8
10 44,545 100 - 0,557 1095 336,03 367955,2
2242,3 1871676,3

Стоимость потерь электроэнергии для 1-го 2-го и 3-го варианта соответственно:

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6


© 2010 Реферат Live