 |
Главная |
Выбор оптимального напряжения
 2019-12-29 |
 288 |
 Обсуждений (0) |
из
5.00
|
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 | uк %
| 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:
Р I = 28,7%; Р II = 61,2%; Р III = 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, | kз | 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:
тыс у е
тыс у е
28,075тыс у е
Суммарные затраты:
З1 = 2*77*(0,125+0,064+0,03) + 33,593= 67,319 тыс. у.е.
З2 = 2*86*(0,125+0,064+0,03) + 31,484= 69,152 тыс. у.е.
З3 = 2*96*(0,125+0,064+0,03) + 28,075= 70,123 тыс. у.е.
Таким образом более экономичным является вариант с трансформаторами 25000 кВА.,
Итоговые затраты варианта 35 кВ кВ:
З35 = 67,319 тыс.у.е.
8.2.2 Технико-экономический расчет варианта U=110 кВ
Намечаем три варианта мощности трансформаторов:
2*25 МВА, 2*40 МВА, 2*63 МВА,
Таблица 9.3. Справочные данные трансформаторов 110кВ
|
Тип
| Sном MB- A
|
Пределы регулирования | Каталожные данные | Расчетные данные | ||||||||
| Uном обмоток, кВ | uк %
| DPк, кВт
| DPх, кВт
| I, %
| RT, Ом
| ХT, Ом
| DQх, кВт
| Ко, тыс у е | ||||
| ВН | HH | |||||||||||
| ТРДЦН-25000/110 | 25 | ±9х1,78% | 115 | 11; | 10,5 | 120 | 27 | 0,7 | 2,54 | 55,9 | 175 | 84 |
| ТД-40000/110 | 40 | ±2x2,5% | 121 | 10,5 | 10,5 | 160 | 50 | 0,65 | 1,46 | 38,4 | 260 | 109 |
| ТРДЦН-63000/110 | 63 | ±9x 1,78% | 115 | 10,5; | 10,5 | 260 | 59 | 0,6 | 0,87 | 22 | 378 | 136 |
1.-Коэффициент заполнения графика в наиболее загруженные сутки определим
ориентировочно по данным полученным при расчете проектируемого предприятия. Т.о. при Pср= 9813,91 МВА:
Далее в соответствии с формулами (9.3)-(9.7) пункта 9.1
Так-же как и в предыдущем пункте 9.1, допустимая перегрузка должна составлять не более 30%, принимаем
.
2. Нормальный режим.
Коэффициент загрузки в часы максимума:
;
Вариант 1:
КЗ1 = 44,545 / 2*25 = 0,891
Вариант 2:
КЗ2 = 44,545 / 2*40= 0,557
Вариант 3:
КЗ3 = 44,545 / 2*63=0,354
С точки зрения работы в нормальном режиме с учетом систематической перегрузки приемлемы все варианты.
В первом 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*25 =35 МВА. (35/44,545)*100%= 78,57%
Вариант 2:
1,4*40 =56 МВА. (56/44,545)*100%= 125,71%
Вариант 3:
1,4*63= 88,2 МВА, (88,2/ 44,545)*100%= 198%
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:
Р I = 28,7%
Р II = 61,2%
Р III = 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 формуле (9.8) [3,42]:
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 (9.8) [3,42]:
;
=13,336 МВА;
= 23,34МВА;
= 32,35МВА;
Переход на параллельную работу соответствует минимуму потерь электроэнергии в трансформаторах и зависит от величины “мощности перехода”, найденной по формуле (9.8). Потери электроэнергии на первой ступени S1=14,7 МВА составят:
кВт*ч/год,
кВт*ч/год,
Результаты расчёта по определению годовых потерь мощности и энергии по варианту (110 кВ)сведены в табл 9.4.
Таблица 9.4. Расчёты по определению годовых потерь мощности и энергии (110кВ)
| № ступени | Нагрузка, S | Продол-жительность ступени, tст, | kз | kз0,5 | Продолжитель-ность ступени, t’ст, | Потери мощности, P, | Потери ЭЭ, DW, |
| МВА | % | час в году | КВт | кВт*ч | |||
По 25 МВА
По 40 МВА
По 63 МВА
= 36,766тыс у е
= 32,0369тыс у е
= 27,64тыс у е
квар;
квар;
кВт;
кВт.
кВт,
кВт,
квар; 
квар;
кВт; 
кВт;
кВт; 
кВт.
= 23,038 МВА;
= 35,31 МВА;
кВт,
= 33,667 тыс у е
= 35,388 тыс у е
;
= 390,6 А.;
.F = 390,6/1.0 = 390,6 мм2.
