Выбор количества цеховых трансформаторов с учетом компенсации реактивной мощности.

7.1 Размещение цеховых трансформаторных подстанций на генеральном плане предприятия

Размещение на генплане ТП обусловлено величиной и характером электрических нагрузок, их расположением, а также производственными, архитектурно-строительными и эксплуатационными требованиями. Кроме того, должны учитываться конфигурация производственных помещений, расположение технологического оборудования, условия окружающей среды, условия охлаждения трансформатора, требования пожарной и электрической безопасности и типы используемого оборудования.

ТП должны размещаться как можно ближе к центру электрических нагрузок потребителей. Для этого должны применяться внутрицеховые подстанции, а также встроенные в здания цеха или пристроенные к нему ТП, питающие отдельные цеха (корпуса) или их часть. ТП должны размещаться вне цеха только при невозможности размещения внутри него или при расположении части нагрузок вне цеха.

Выбранная подстанция должна занимать минимум полезной площади цеха, удовлетворять требованиям пожарной безопасности не создавать помех производственным процессам. Следует учитывать, что, при установке в одном помещении нескольких трансформаторов, их предельная суммарная мощность не должна превышать 6500 кВА, а число ТП не более 3.

В сетях напряжением 10 кВ с трансформацией на напряжение до 1 кВ рекомендуется применение однотрансформаторных подстанций. Их следует применять при преобладании нагрузок II и III категории и при нагрузках I категории, если их величина составляет не более 15-20% нагрузки подстанции. При этом необходимо предусмотреть связи на вторичном напряжении для резервирования питания наиболее ответственных ЭП. В том числе нагрузок 1-ой категории. Взаимное резервирование следует осуществлять при помощи перемычек на напряжении до 1000В (при схеме трансформатор-магистраль).

В целях наибольшего приближения к ЭП рекомендуется применять внутренние, встроенные в здания или пристроенные к ним подстанции напряжением 10 кВ. Как правило, встроенные и пристроенные подстанции располагаются вдоль одной из длинных сторон цеха (желательно ближайшей к источнику питания) или в шахматном порядке вдоль двух его сторон при небольшой ширине цеха.

Допускается минимальное расстояние 10 м между соседними камерами разных внутрицеховых подстанций, а также ТП.

Внутрицеховые подстанции могут размещаться только в зданиях со степенью огнестойкости I и II и с производствами, отнесенными к категориям Г и Д согласно противопожарным нормам.

Отдельно стоящие ТП применяются, например, при питании от одной подстанции нескольких цехов, невозможности размещения подстанций внутри цехов или у наружных стен по соображениям производственного или архитектурного характера при наличии в цехах пожароопасных или взрывоопасных производств.

Минимальные габариты размещения ТП в длину (в зависимости от количества шкафов НН), м:

Однотрансформаторные до 1000 кВА..................................................... 7-8 м

1600-2500 кВА............................................................................................ 8-9 м

Двухтрансформаторные до 1000 кВА.................................................. 12-13 м

1600 кВА..................................................................................................16, 5 м

Ширина для всех ТП не менее 4, 3 м.

Выбор схемы межцеховой сети

На предприятиях небольшой и средней мощности применяются кабельные прокладки 10 кВ. Трасса кабельных линий выбирается наикротчайшей, пересечения кабелей друг с другом и с коммуникациями должны быть сведены к минимуму. Способ и конструктивное выполнение прокладки выбирается в зависимости от количества кабелей, условий трассы, наличия или отсутствия взрывоопасных газов тяжелее воздуха, степени загрязненности почвы, требований эксплуатации, экономических факторов и т.п. Прокладка кабельных линий для потребителей I категории предусматривается по отдельным трассам. Наиболее простой является прокладка кабелей в траншее. Не следует прокладывать в одной траншее более 6 кабелей 10 кВ. При большом числе КЛ предусматривается прокладка кабелей в две рядом расположенные траншеи с расстоянием между ними 1, 2 м, если позволяют условия трассы.

При больших потоках кабелей целесообразно применять для прокладки эстакады, галереи, а также использовать стены зданий, в которых нет взрыво- и пожароопасных производств.

Схемы электрических сетей должны обеспечивать надежность питания потребителей электроэнергии, быть удобными в эксплуатации. При этом затраты на сооружение линии, расходы проводникового материала и потери электроэнергии должны быть минимальными.

Цеховые сети делят на питающие, которые отходят от источника питания, и распределительные, к которым присоединяются ЭП.

Широкое распространение имеют две основные системы распределения электроэнергии: радиальная и магистральная. Часто они применяются одновременно, дополняя друг друга.

Радиальные схемы распределения электроэнергии используются, как правило, в тех случаях, когда нагрузки расположены в различных направлениях от центра питания, а также для питания крупных ЭП с напряжением выше 1 кВ. Они могут быть одно или двухступенчатыми. Одноступенчатые применяются главным образом на предприятиях средней мощности для питания крупных сосредоточенных нагрузок: насосные, компрессорные, преобразовательные агрегаты, электропечи и т.п. непосредственно от ГПП. Для питания небольших цеховых подстанций и ЭП ВН обычно применяются двухступенчатые схемы, т.к. нецелесообразно на ГПП сооружать присоединения большого числа мелких отходящих линий.

При двухступенчатых радиальных схемах применяются промежуточные распределительные подстанции (РП).

Питание ТП и РП при наличии нагрузок I категории предусматривается не менее чем двумя радиальными линиями. Питание двухтрансформаторных ТП следует осуществлять от разных секций ГПП. На стороне вторичного напряжения такихТП предусматривается автоматический ввод резерва (АВР) с помощью секционного автомата.

Магистральные схемы целесообразны при распределенных нагрузках, при близком к линейному расположению подстанций на территории предприятия, благоприятствующем возможно более прямому прохождению магистралей от ГПП до ТП или РП без обратных потоков энергии или длинных обходов.

Число трансформаторов, питаемых от одной магистрали, можно ориентировочно принять в пределах 4-5 при мощности до 630; 3 при мощности трансформаторов 1000-1600, и 2 при 2500 кВА.

Если ТП располагаются вблизи РП, то целесообразно их присоединение к РП.

Совокупности и конфигурации сети в послеаварийном режиме выявляются при следующих условиях:

Для двухтрансформаторных ТП или для двух однотрансформаторных ТП, имеющих резервную перемычку между шинами НН и питающихся от разных линий ВН - при отключении одного трансформатора или питающей линии напряжением выше 1 кВ, второй воспринимает нагрузку двух совокупностей ЭП.

Для однотрансформаторных ТП со взаимным резервированием питания отдельных магистралей - при выводе в ремонт трансформатора питание ЭП этой магистрали обеспечивается подключением к оставшимся в работе трансформаторам цеха.

Должен быть проведен расчет мощностей совокупностей в послеаварийных режимах каждого трансформатора и сравнения ее с допустимой. При отключении трансформаторов КУ, подключенные к цеховой сети, остаются в работе. При возникновении недопустимой перегрузки трансформатора (то есть, если перегрузка превышает 1, 6 номинальной мощности трансформатора) следует перераспределить послеаварийные совокупности ЭП и повторить расчет. После окончательного размещения ТП на плане необходимо уточнить трассы и схемы кабельных линий предприятия.

На цеховых подстанциях применяют трансформаторы мощностью 400 кВА, при большей удельной плотности применяются трансформаторы 630 кВА, а при расположении крупных концентрированных электрических приемников целесообразно применять трансформаторы мощностью 1000 кВА.

При выборе цеховых трансформаторов учитывается категория надёжности электроприёмников:

I категория: К3=0, 6-0, 7

II категория: К3=0, 75-0, 8

III категория: К3=0, 9-0, 95

Считаем при этом, что продолжительность максимальной нагрузки не более 6 часов в сутки, коэффициент заполнения суточного графика нагрузки трансформаторов в условиях его перегрузки не выше 0, 75.

Необходимое число трансформаторов определяется по формулам:

(7.1)

где: Р_р, S_p - расчётная активная и полная мощности потребителей по данной трансформаторной подстанции;

К₃ - желаемый коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;

S_нт - номинальная мощность трансформатора.

Для трансформаторов единичной мощности 400 кВА:

Принимается для расчётов 6 трансформатора мощностью 400 кВА.

Определяется наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана со стороны высшего напряжения на сторону низшего напряжения:

(7.2)

Определяется реактивная мощность, которую может передать трансформатор при заданном коэффициенте загрузки:

(7.3)

где Q_р - расчётная реактивная мощность потребителей по данной подстанции.

Т.к. имеет положительное значение, значит, есть необходимость в применении компенсирующих устройств. =600 квар

Определяется полная расчётная мощность с учётом компенсирующего устройства:

(7.4)

Определяется реальный коэффициент загрузки:

(7.5)

Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме (выход из строя одного из трансформаторов):

(7.6)

В послеаварийном режиме коэффициент загрузки трансформаторов не превышает коэффициента допустимой перегрузки трансформаторов.

Для наиболее выгодного в техническом и экономическом отношении выбора трансформаторов цеховых ТП аналогично рассматриваются ещё два варианта мощностей трансформаторов ближайших по мощности к первому, по стандартной шкале мощностей трансформаторов цеховых ТП.

Для остальных трансформаторов единичной мощности 630 кВА и 1000 кВА расчёты проводятся аналогично. Результаты сводятся в таблицу 7.1

ТАБЛИЦА

8. Экономическое сравнение вариантов цеховых ТП.

Для выполнения экономического расчёта принимаются следующие значения:

- нормативный коэффициент окупаемости;

- отчисления на амортизацию;

- отчисления на текущий ремонт;

- стоимость трансформаторов или КТП, Приложение 1 табл. Е;

- стоимость компенсирующих устройств;

- стоимость потерь в трансформаторах;

- стоимость потерь в компенсирующих устройствах;

- коэффициент инфляции;

- годовое число часов работы трансформаторов;

- годовое число использования максимума нагрузки;

- время максимальных потерь;

- стоимость потерь электроэнергии.

Кпр=1 – коэффициент приведения цен к уровню 2016 года.

Определяется стоимость трансформаторов и компенсирующих устройств цеха № 1:

(8.1)

Определяется стоимость потерь в компенсирующим устройстве цеха № 1 для трансформаторов единичной мощности на 400 кВА:

(8.2)

Т.к. компенсирующие устройства в цехе № 7 не применяются, следовательно

Определяются потери энергии в трансформаторах:

(8.3)

кВт ч

Определяется стоимость потерь в трансформаторах:

(8.4)

Определяются приведённые затраты на обслуживание и ремонт трансформаторов и компенсирующих устройств в год:

(8.5)

Затраты на амортизацию вычисляются по формуле:

(8.6)

Затраты на обслуживание вычисляются по формуле:

(8.6)

Определяются общие затраты по формуле:

(7.5)

Аналогично проводятся расчёты для трансформаторов единичной мощности на 630 кВА и 1000 кВА.

Для остальных цехов расчёты проводятся аналогично. Полученные результаты сводятся в таблицу 8.1.

По приведённым затратам З, коэффициенту загрузки Kз< 1, 4 а так же по оптимальному числу трансформаторов цехов для прокладки кабельных линий электроснабжения выбираем оптимальное число трансформаторов. Результаты сводим в таблицу 8.2.

ТАБЛИЦА

⇐ Предыдущая 1 2 3 4 567 Следующая ⇒