Выбор трансформаторов ППЭ

 

Выбор трансформаторов ППЭ производится согласно ГОСТ 14209-85, то есть по расчетному максимуму нагрузки S_{å m} по насосной станции намечаются два стандартных трансформатора (первичное напряжение 35-220 кВ, вторичное 6-10 кВ).

Намеченные трансформаторы проверяются на эксплуатационную (систематическую) и послеаварийную перегрузки. В ряде случаев проверка на эксплуатационную перегрузку не имеет смысла, тогда проверка ведется только по послеаварийному режиму.

Трансформаторы ПГВ могут иметь мощности 4-80 МВА и всегда принимаются с регулированием под нагрузкой (РПН).

Определяем номинальную мощность трансформаторов по условию [5]:

 

 

Предварительно принимаем к установке трансформаторы типа ТДН-10000 с S_ном.m = 10 000 кВА.

Определим среднеквадратичную полную мощность по суточному графику нагрузок насосной станции (рис.2.12) по одной из следующих формул [12]:

 

                                                            (3.1)

                                                         (3.2)

 

где cosj_с.в. - средневзвешенный коэффициент мощности.

Полная среднеквадратичная мощность по (3.2)

Так как, S_cp.кв (17502, 7 кВА) < 2× S_ном.т (20000 кВА), то проверки на эксплуатационную перегрузку не требуется.

Проверка по послеаварийному режиму.

Определим начальную нагрузку К1 эквивалентного графика из выражения [13]:

 

                                                  (3.3)

 

где S_i - полные мощности (из графика нагрузок) при которых трансформатор недогружен, то есть S_i < S_ном.m;

t_i — интервачы времени, в которые трансформатор недогружен.

В данном случае К₁ = 0.

Определим предварительное значение нагрузки К₂' эквивалентного графика нагрузки из выражения [13]:

 

где S_i' — полные мощности (из графика нагрузок) при которых трансформатор перегружен, то есть Si' > S_ном.m;

h_i - интервалы времени, в которые трансформатор перегружен.

В данном случае

Сравним предварительное значение К₂' с К_mах исходного графика; если К₂'³ 0, 9 × К_mах, то принимаем К₂ = К₂'; если К₂' < 0, 9 × К_mах, то принимаем К₂ = 0, 9 × К_mах.

 

 

Тогда К₂ = К₂' = 1, 75

Для перегрузки t_п = 24 часа (по графику нагрузок), К₁ = 0, системы охлаждения трансформатора «Д» и среднегодовой температуры региона +8.4°С (для Омска) К_2доп = 1, 4 [13, 14].

В данном случае К₂ > К_2доп. Таким образом, трансформаторы типа ТДН-10000 не удовлетворяют условиям выбора. Берём более мощный трансформатор ТДН – 16000 с S_ном.т = 16000 кВА.

S_cp.кв (17502, 7 кВА) < 2× S_ном.т (32000 кВА).

Тогда К₁ = 0, а , отсюда:

Так как К₂’ > 0, 9 К_max, то К₂ = К₂' = 1, 09.

Выбранный трансформатор ТДН – 16000 удовлетворяет условию К₂ < К_2доп.

 

3.3 Выбор УВН и рационального напряжения

 

Для выбора УВН и рационального напряжения питания необходимо наметить несколько вариантов возможных технических решений, лучший из которых определяется на основании технико-экономического расчета (ТЭР).

Чтобы наметить варианты рационального напряжения для ТЭР воспользуемся формулой [15]:

 

 

где P_{å m} - расчетная активная мощность, МВт;

 l - расстояние от ИП до ППЭ, км.

Рациональное напряжение для расстояния 1 = 4 км и расчетного максисмума P_{å M} =16, 190 МВт находится в пределах 35 -110 кВ, таким образом для рассмотрения намечаем варианты с напряжением 35 и 110 кВ.

При выборе УВН учитываются следующие факторы:

- расстояние до системы;

- уровень надежности потребителей;

- вид схемы питания: радиальная, магистральная и т.п.;

- окружающая среда:

- особые условия надежности.

При проектировании схемы электроснабжения предприятия наряду с надежностью и экономичностью необходимо учитывать такие требования, как характер размещения нагрузок на территории предприятии, потребляемую мощность, наличие собственного источника питания.

Для предприятий средней и большой мощности, получающих питание от районных сетей 35, 110, 220 и 330кВ, широко применяют схему глубокого ввода. Такая схема характеризуется максимально возможным приближением высшего напряжения к электроустановкам потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов.

Линии глубоких вводов проходят по территории предприятия и имеют ответвления к нескольким подстанциям глубоких вводов (ПГВ), расположенных близко от питаемых ими нагрузок. Обычно ПГВ выполняются на первичном напряжении 35-220кВ без сборных шин.

Наибольшее распространение получили следующие схемы:

– схема отделитель-короткозамыкатель при питании предприятия по магистральной линии и разъединитель-короткозамыкатель при питании по радиальной линии. В данной схеме отключающий импульс от релейной защиты подается на короткозамыкатель, который создает искусственное короткое замыкание, что приводит к отключению головного выключателя линии. При питании по магистральной линии отделитель во время безтоковой паузы срабатывает, отделяя УВН от линии, и через выдержку времени устройство автоматического повторного включения (АПВ) на головном выключателе подает на него включающий импульс и линия вновь включается, обеспечивая электроснабжение оставшихся потребителей. При радиальной схеме устройство АПВ на головном выключателе не устанавливается, следовательно отделитель в схеме не нужен. Применение данной схемы, при малых расстояниях от подстанции до короткозамыкателя (до 5 км), не рекомендуется из-за возникновения километрического эффекта;

– схема глухого присоединения линии к трансформатору через разъединитель является более дешевой по сравнению с предыдущей при малых расстояниях (рис.3.1а). Отключающий импульс в данной схеме подается по контрольному кабелю на головной выключатель;

– в последнее время широкое распространение получила схема с выключателем на стороне высокого напряжения (рис.3.1б).

В нашем случае, при длине ЛЭП до насосной станции равное 4 км, потребители электроэнергии I категории, подходят две последние, выше указанные, схемы (рис.3.1). Питание осуществляется по радиальным схемам с нормальной окружающей средой.

С учётом вышеперечисленного для рассмотрения в ТЭР намечаем четыре варианта:

1) U = 110 кВ и УВН по схеме на рис. 3.1а;

2) U = 35 кВ и УВН по схеме на рис. 3.1а;

3) U = 110 кВ и УВН по схеме на рис. 3.1б;

4) U = 35 кВ и УВН по схеме на рис. 3.1б.

Окончательный вариант выберем на основании технико-экономического расчета (ТЭР).

Целью технико-экономического расчета является определение приведенных годовых затрат на монтаж и эксплуатацию оборудования. Наиболее экономичным решением электроснабжения является вариант, отвечающий требованиям и имеющий наименьшие приведенные затраты. Если приведенные затраты отличаются на 5-10% (возможная точность расчетов), предпочтение следует отдавать варианту с меньшими капиталовложениями, с лучшими качественными показателями.

При проведении ТЭР критерием оптимальности решения являются меньшие расчетные (приведенные) затраты, определяемые по следующему выражению [14]:

 

З_i = И_i + Е_н · К_i + У_i,                                                                        (3.5)

 

где Е_н = 0, 12 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, 1/год;

К - капиталовложения в электроустановку, руб/год;

И - годовые издержки производства, руб/год:

 

И = И_а.о+ И_пот,                                                             (3.6)

 

И_{а, о} = a_а.о × К -амортизационные отчисления и издержки на обслуживание электроустановки (текущий ремонт и зарплата персонала), руб/год;

a_а.о - норма отчислений, о.е;

И_nom - издержки, вызванные потерями электроэнергии в проектируемой электроустановке, руб/год:

 

И_пот = И_пот.т – И_пот.л                                                     (3.7)

 

И_пот.т и И_пот.л. - издержки, вызванные потерями электроэнергии в трансформаторах и линиях электропередач (ЛЭП) соответственно, руб год.

Стоимость потерь энергии группы одинаковых параллельно включенных трансформаторов, руб/год [16]:

 

              (3.8)

 

где n - число трансформаторов в группе;

DР_х и DР_к - соответственно номинальные потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

С_э.х и С_э.к - стоимость 1 кВт× ч потерь энергии холостого хода и короткого замыкания соответственно (см. рис.6.2[16]), руб/(кВт-ч);

Т — время работы трансформаторов (при его работе круглый год Т = 8760 ч/год), ч/год;

S_{å m} - расчетная полная мощность, протекающая по всем трансформаторам группы, кВА;

S_hom — номинальная мощность трансформатора, кВА;

t - время максимальных потерь, ч/год [5]:

 

                                                            (3.9)

 

Стоимость потерь энергии для линий, руб/год [16]:

 

И_пот.л = DЭ_л × С_э                                                                              (3.10)

 

Потери энергии в ЛЭП, кВт× ч/год

 

                                                             (3.11)

 

где S - полная мощность, передаваемая по ЛЭП, ВА;

U — номинальное напряжение ЛЭП, кВ;

г_о — удельное активное сопротивление ЛЭП, Ом/км;

L - длина ЛЭП, км;

n - число параллельно включенных ЛЭП.

Потери энергии в трансформаторах

 

                                                        (3.12)

 

Ущерб от перерыва электроснабжения определяется по формуле:

 

У = Т_пер × Р_р × У_о,                                                                              (3.13)

 

где У_о - удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии, руб/(кВт-ч);

Т_пер — среднегодовое время перерыва электроснабжения, ч/год;

Р_р - расчетная активная мощность, потребляемая предприятием, кВт.

Для определения времени перерыва электроснабжения необходимо произвести оценку надежности элементов электроснабжения по следующим выражениям [10]:

параметр потока отказов линии или присоединения

 

                                                                   (3.14)

 

среднее время восстановления после отказа одной линии или присоединения

 

                                                                            (3.15)

 

коэффициент аварийного простоя

 

k_a = l_aå × T_вå ,                                                                                 (3.16)

 

коэффициент планового простоя

 

k_n = 1, 2× k_ni.max;                                                                             (3.17)

 

коэффициент аварийного простоя, когда первая линия отключена для планового ремонта и в это время вторая отключается из-за повреждения, соответственно для второй линии

 

k_2a.n = 0, 5 × l_aå × k_n npu k_n £ Tв_å ;                                             (3.18)

k_2a.n = k_a × (k_n × 0, 5 × Tв_å ) npu k_n > Tв_å ;                                    (3.19)

 

коэффициент аварийного простоя двух линий или присоединений при одинаковых параметрах надежности

 

k_nep = k_a² + 2 • k_2a.n,                                                                     (3.20)

 

среднегодовое время перерыва электроснабжения

 

Т_пер = k_nep • 8760,                                                                        (3.21)

 

где l_ai — параметр потока отказов одного элемента системы электроснабжения (СЭС), 1/год;

T_вi — среднее время восстановления после отказа, лет;

k_ni.max — максимальный коэффициент аварийного простоя одного элемента СЭС входящего в данное присоединение, о.е.

ТЭР для варианта №1.

Для того, чтобы учесть капитальные затраты на ЛЭП, необходимо предварительно выбрать сечение провода. При выборе сечения провода необходимо учесть потери мощности в трансформаторах ППЭ.

Каталожные данные трансформатора ТДН-16000/110 [14]:

DР_х = 18 кВт; DР_к = 85 кВт; U_к = 10, 5%; I_x = 0, 7%; S_ном = 16000 кВА.

Потери мощности при работе двух трансформаторов

 

 

Потери мощности при работе одного трансформатора

 

Расчетная мощность, с учетом потерь мощности в трансформаторах ППЭ, в нормальном и послеаварийном режимах

 

 

Выбор сечения проводов ЛЭП.

Выбор сечений проводов для напряжений 35 кВ и выше, согласно ПУЭ, производится по нагреву расчетным током. Проверка проводится по экономической плотности тока и по условиям короны. Принимается большее из полученных значений. При этом проводники любых назначений должны удовлетворять условиям выбора по нагреву как в нормальных, так и послеаварийных режимах, а также в период ремонта и возможной неравномерности распределения токов между линиями.

Определим расчетный ток нормального и послеаварийного режимов соответственно

 

(3.22)

Выбираем провод марки АС-70/11 с I_доп = 265 А и сечением F = 70 мм², так как минимально допустимое сечение по условию потерь на корону согласно ПУЭ 70 мм².

Сечение провода по экономической плотности тока

 

                                                           (3.23)

 

где j_э = 1 - экономическая плотность тока при Тmах > 5000 ч [17], А/мм².

Определим потери напряжения в ЛЭП в послеаварийном режиме:

 

 

Для послеаварийного режима допускаются потери напряжения до 10%.

Окончательно выбираем провода марки АС-70/11 с I_доп = 265 А.

ЛЭП на железобетонных опорах.

Капитальные затраты.

 

К = К_тр + К_ору + К_лэп + К_кл.эп = (2 × 53000) + (2 × 11500) + (2 × 7700 × 4) + (2 × 470 × 4) = = 194360 руб.

 

Издержки.

Время максимальных потерь по (3.9):

Потери энергии в ЛЭП по (3.11):

По (3.10): И_пот.л = 169183, 48 • 0, 0075 = 1268, 876 руб/год.

Потери энергии в трансформаторах

 

В данном случае С_эх » С_эк = 0, 0075 руб/(кВт-ч), тогда

И_пот.т = DЭ_т • С_э = 729730, 74 • 0, 0075 = 5472, 98 руб / год.

Издержки на обслуживание и амортизационные отчисления

 

И_{а, о} = a_а.оору × К_ору + a_а.о.тр × К_тр + a_а.о.лэп× К_лэп + a_а.о.кл× К_кл =

= 0, 094 • 23000 + 0, 094 • 106000 + 0.028 • 61600 + 0, 073 × 3760 =

= 14125, 28 руб/год.

 

Годовые издержки по (3.6):

И =14125, 28 + (5472, 98 + 1268, 876) = 20867, 13 руб /год.

Ущерб.

По (3.13): l_аå = 0, 01 + 0, 088 + 0, 008 + 0, 06 + 0, 01 + 0, 2 = 0, 332 1/год.

По(3.14):

По (3.15): k_a = 0, 332 • 0, 01129 = 0, 00375 о.е.

По (3.16): k_n = 1, 2 • 0, 074 = 0, 0888 о.е.

По (3.18): k_2a.n = 0, 00375 • (0, 0888 - 0.5 • 0, 01129) = 0, 00031 о.е.

По (3.19): k_nep = 0, 00375² + 2 • 0, 00031 = 0, 0000634 о.е.

По (3.20): Т_пер = 0, 0000634 • 8760 = 5, 55 ч/ год.

По (3.12): У =5, 55 • (16169, 243 + 87, 518) • 0, 6 = 54135 руб/ год.

Приведенные затраты по (3.5):

3 = 0, 12 • 194360 + 20867, 14 +54135 = 98325, 34 руб/год.

Для остальных вариантов расчеты сведены в табл.3.1 и табл.3.2.

Согласно рекомендации СН174-75, если затраты варианта с большим напряжением превосходят на 10-12%, то следует принимать вариант с большим напряжением, как наиболее перспективный.

В данном случае по результатам ТЭР проходит четвёртый вариант.

 

Таблица 3.2 Результаты ТЭР

№ варианта	Наименование оборудования	Стоимость, руб	n шт	Kaп. затраты, руб.	Издержки					Ущерб руб/год	Затраты, руб/год
					lа.о, о.е.	Иа.о, руб/год	Сэ, руб/ (кВт ч)	DЭ, (кВт ч)/ год	Ипот, руб/год
1	AC - 70/11	30800	2	61600	0, 028	1724, 8	0, 0075	169183, 5	1268, 87	54135	98325, 3
	ТДН–16000/110	53000	2	106000	0, 094	9964
	ОРУ	11500	2	23000	0, 094	2162		729730, 7	5472, 98
	Контр. Кабель	1880		3760	0, 073	274, 48
2	AC - 150/19	9200	2	18400	0, 028	515, 2	0, 0075	3098510	23238, 83	53257	86926, 9
	ТДНС-16000/35	37000	2	74000	0, 094	6956
	ОРУ	2400	2	4800	0, 094	451, 2		297891, 5	2234, 19
	Контр. Кабель	1880		3760	0, 073	274, 48
3	AC - 70/11	30800	2	61600	0, 028	1724, 8	0, 0075	169183, 5	1268, 88	7218	6116, 68
	ТДН –16000/110	53000	2	106000	0, 094	9964
	ОРУ	36000	2	72000	0, 094	6768		729760, 7	5473
4	AC- 150/19	9200	2	18400	0, 028	515, 2	0, 0075	3098510	2323, 83	4272, 27	50615, 7
	ТДНС-16000/35	37000	2	74000	0, 094	6956
	ОРУ	5400	2	10800	0, 094	1015, 2		297891, 5	2234, 18

 

4 Выбор системы распределения электроэнергии

 

⇐ Предыдущая123456789Следующая ⇒

Поделиться: