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 КТП НА ПланЕ
1	2	3	4	5	6	7	8
1	1321.1	728.08	6048	0.12	2x630	1	1
2	7120.5	8590.9	21248.6	0.75	1600 1600 1600 1600 1000	5	2 3 4 6 5
3	4743.9	4733.7	10584	0.45	1600 1600 1600	3	7 8 9
4 5 6 7 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	1	10
8	2642.1	2468.9	9979.2	0.25	1000 1000 630	3	13 12 11
9	2268.5	1618.9	11309.8	0.14	630 630 630 630	4	14 15 16 17
10	3456	8736.8	31741.9	0.25	1600 1000 1000	3	18 19 20
11 12	684.5 134.4	591.5 135.9	2822.4	0.25	2x1000	1	21
14	3080.7	2299.2	5080.3	0.45	2x1600 2x1600	2	22 23
15 16	690.8 73.4	716.2 75	1141.2 32256	0.45	1000	1	24

3.2 Оптимизация выбора мощности цеховых трансформаторов с учётом КУ

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	3x16	1.94	0.113
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	287.5 287.5	3x16	1.94	0.113
Магистраль 8: ГПП-РП РП - КТП 10 РП-КТП 9 КТП 9 - КТП 8 КТП 8-КТП 7 РП - АД	1070.8 702.1 6 220.6 69.9 66.2 6	2x (3x95)	0.33	0.083

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
1	2	3	4	5
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22	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 1300 1300 554.8 1300 900.93 900.93 900.93 120.4 549 700 700 438.73 438.73 438.73 438.73 1188 700 700 495.8 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-150 2хУКБТ-200 УКБН-100 2хУКБТ-150 УКБН-100 УКБТ-200 УКБТ-150 -- УКБН-100 УКБТ-150 УКБН-100 -- -- УКБН-100 -- 3хУКБТ-150 2xУКБН-100 2xУКБН-100 УКБН-100 2хУКБТ-150
23 24	912.1 283.8	1164.8 411.8	252.7 128	УКБН-100+ УКБТ-150 УКБН-100

4. Выбор схемы электроснабжения завода и трансформаторов ГПП

4.1 Выбор числа и мощности трансформаторов ГПП

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.

4.2 Выбор схемы электрических соединений ГПП

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.

Рис.4.1 Схема "Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий".

4.3 Технико-экономическое обоснование выбора напряжения питания

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.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12