Ri =  ,                                                                                    (1.22)

где Ррi, Ррнi, Ррвi, Рроi – расчетные активные нагрузки всего цеха, низковольтных, высоковольтных и осветительных электроприёмников, кВт;

Масштаб площадей картограммы нагрузок, кВт∙м2.

m =,                                                                                    (1.23)

где Рmin p – минимальная расчетная активная мощность одного цеха;

Rmin – минимальный радиус, Rmin = 5 мм.

Углы секторов для каждого цеха определяются по формулам:

; ;  .                       (1.24)

Центр электрических нагрузок предприятия является символическим центром потребления электрической энергии (активной мощности) предприятия, координаты которого находятся по выражениям:

хо =  ; уо = ,                                                               (1.25)

где хi, уi – координаты центра i-го цеха на плане предприятия, м.

Расчет предоставлен в таблице 1.4.

Таблица 1.4 – Расчёт картограммы нагрузок

Масштаб равен 65,14 кВт/мм2.

2.       Выбор числа, мощности и типа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций предприятия

Мощность трансформаторов цеховых ТП зависит от величины нагрузки электроприемников, их категории по надежности электроснабжения, от размеров площади, на которой они размещены и т.п. При одной и той же равномерно распределенной нагрузке с увеличением площади цеха должна уменьшаться единичная мощность трансформаторов. Так, в цехе, занимающем значительную площадь, установка трансформаторов заведомо большой единичной мощности увеличивает длину питающих линий цеховой сети и потери электроэнергии в них.

  ,                                                                                        (2.1)

где Sр – расчетная электрическая нагрузка цеха, кВА;

Fц – площадь цеха, м2.

Таблица 2.1 – Связь между экономически целесообразной мощностью отдельного трансформатора цеховой ТП и σ.

Выбор цеховых ТП сводится к решению нескольких задач:

- выбор единичной мощности трансформатора;

- выбор общего числа трансформаторов (оптимального);

- выбор числа трансформаторов на каждой подстанции;

- выбор местоположения.

Минимальное число трансформаторов в цехе:

 Nт min = +ΔNт,                                                                (2.2)

где Кз доп – коэффициент загрузки – допустимый.

ΔNт – добавка до ближайшего целого числа.

Допустимые значения коэффициента загрузки для двухтрансформаторных подстанций:

Кз доп = 0,65…0,7 – I категория

Кз доп = 0,8…0,85 – II категория (при наличие складского резерва трансформаторов)

 Кз доп = 0,93…0,95 – III категория

Найденное число трансформаторов не может быть меньше, чем число трансформаторов, требуемых по условиям надежности.

Предельную величина реактивной мощности, которую могут пропустить выбранные трансформаторы:

Q1р =  ;                                                        (2.3)

,                                                            (2.4)

где Nт – число трансформаторов цеховой ТП;

Кз доп – допустимый коэффициент загрузки трансформаторов цеховой ТП в нормальном режиме;

Sн тi – номинальная мощность трансформаторов цеховой ТП;

Ррi – расчетная активная нагрузка на ТП.

При Q1рi < Q1р трансформаторы ТП не могут пропустить всю реактивную нагрузку и поэтому часть ее должна быть скомпенсирована с помощью конденсаторов, которые следуют установить на стороне низшего напряжения на ТП. Мощность этих конденсаторов будет составлять

Qку = Qрi - Q1i .                                                                                                                                            (2.5)

и они должны устанавливаться на ТП обязательно.

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах будут соответственно:

Кз норм = ; Кз п/ав = ,                                     (2.6)

где Nт – число взаиморезервируемых трансформаторов цеховой ТП;

 Sр.тi – полная расчетная нагрузка, приходящаяся на один трансформатор ТП.

Потери активной мощности в трансформаторах:

ΔРт = N×(ΔРхх + ·ΔРкз),                                                          (2.7)

где N – число ТП в цехе;

Кз норм – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;

ΔРхх – потери холостого хода в трансформаторе;

ΔРкз – потери короткого замыкания.

Потери реактивной мощности в трансформаторах:

ΔQт = N·,                                       (2.8)

где Iхх – ток холостого хода;

Uкз – напряжение короткого замыкания;

Sн т – номинальная мощность трансформатора.

Результаты расчётов по выбору числа и мощности трансформаторов приведены в таблице 2.2.

3.       Выбор напряжения, схемы внешнего электроснабжения и трансформаторов ГПП предприятия

Величина напряжения питания главной понизительной подстанции предприятия определяется наличием конкретных источников питания, уровнями напряжения на них, расстоянием от главной понизительной подстанции до этих источников, возможность сооружения воздушных линий для передачи электроэнергии и другими факторами.

Из всех возможных вариантов внешнего электроснабжения нужно выбрать оптимальный, т.е. имеющий наилучшие технико-экономические показатели. Для этого, прежде всего, следует найти величину рационального напряжения, которую возможно оценить по приближенной формуле Стилла:

Uр.рац = 4,34∙ ,                                                           (3.1)

где l – длина питающей линии главной понизительной подстанции, км;

 Рр.n – расчетная нагрузка предприятия на стороне низшего напряжения, кВт.

Расчетная активная нагрузка предприятия:

Рр.n = ( Рр.н + Рр.В + ∆РmΣ) + Рр.о ,                                                                                                (3.2)

где Рр.н, Рр.В – расчетные низковольтная и высоковольтная нагрузка всех цехов предприятия, кВт;

 ∆РmΣ – суммарные потери активной мощности в трансформаторах цеховых трансформаторных подстанций, кВт;

 Рр.о – расчетная активная освещения цехов и территории, кВт.

Рр.n = 27164 кВт.

Подставив все найденные данные в формулу (3.1) найдем рациональное напряжение:

Uр.рац = 64,27 кВ.

Для сравнения заданы два варианта внешнего электроснабжения предприятия 35 и 110 кВ.

Полная расчетная нагрузка предприятия, необходимая для выбора трансформаторов ГПП:

Sр =  ,                                                               (3.3)

где Qэ1 – экономически целесообразная реактивная мощность на стороне внешнего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы (tgφ35 = 0,27;tgφ110 = 0,31);

Qэ1 = Рр.n∙ tgφ ;                                                                                    (3.4)

∆Qгпп = 0,07∙ ,                                                                  (3.5)

где ∆Qгпп – потери реактивной мощности в трансформаторах ГПП, кВАр.

Результаты расчетов сведем в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 выбор трансформаторов на ГПП.

Мощность трансформаторов ГПП выбирается исходя из соотношения:

Sт =  .                                                              (3.6)

На главной понизительной подстанции устанавливаем два трансформатора, что обеспечивает необходимую надежность при достаточно простой схеме и конструкции главной понизительной подстанции. Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы не должен превышать 0,7.

Варианты схем электроснабжения предприятия на напряжение 35 и 110 кВ представлены на рисунках 3.1 и 3.2 соответственно.

Рисунок 3.1- Вариант схемы электроснабжения предприятия на напряжение 35 кВ.

Рисунок 3.2- Вариант схемы электроснабжения предприятия на напряжение 110 кВ

4.       Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения предприятия

4.1 Вариант 35 кВ

Определим потери мощности в силовых трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТРДН–25000/35: Рхх = 25 кВт, Ркз = 115 кВт, Iхх = 0,42%, Uк =10,5%. Потери мощности в трансформаторах находим по формулам: (2.7) и (2.8).

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