2)  Послеаварийный режим работы

Проверяем установленную мощность трансформатора в аварийном режиме при отключении одного из трансформаторов и необходимости обеспечить электроснабжение потребителей 1-й и 2-й категорий в период максимума:

1,3 Sном.тр =1,3 6,3 =8,19 МВА> 0,1738 7,577=1,317 МВА, где 17,38% Smax – потребители II категории, где 1,3- коэффициент аварийной перегрузки .[2, табл.1.36]

Следовательно, в послеаварийном режиме трансформатор будет обеспечивать потребителей II и III категории

1.5 Составление схемы внешнего электроснабжения и приемной подстанции

Схемы подстанций должны обеспечивать следующие требования:

1.   Схема должна обеспечить необходимую степень надежности электроснабжения потребителей

2.   Схема должна быть простой и удобной в эксплуатации

3.   Схема должна учитывать возможности развития предприятия с учетом роста нагрузок без коренной реконструкции сети

4.   Схема должна обеспечивать надежную защиту всего электрооборудования в аварийных режимах и автоматическое восстановление питания.

5.   Схема должна обеспечивать электроснабжение потребителей при аварийном выходе из строя одного из основных элементов ( трансформатора или линии электропередач), при этом оставшиеся в работе элементы должны принять на себя полную или частичную нагрузку отключившегося элемента с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режиме

6.   Схема должна обеспечить резервирование отдельных элементов позволяющих проводить ремонтные и противоаварийные работы.

7.   Внешнее электроснабжение завода осуществляется от подстанции энергосистемы по двум ВЛЭП на стальных опорах. На ГПП установлены два двухобмоточных трансформатора. В качестве схемы внешнего электроснабжения принята схема два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии. Данная схема является менее надежной, чем схема на выключателях, но более дешевой.

·     Стальных двухцепных опорах (110 кВ)

·     Стальных двухцепных опорах (35 кВ)

Рис. 1.5.1 – Схема внешнего электроснабжения

1.6 Экономический режим работы трансформаторов

При эксплуатации и проектировании необходимо предусматривать экономически целесообразный режим работы трансформаторов, который определяется их параметрами и нагрузкой подстанции. Нагрузка подстанции изменяется в течение суток, а суточные графики - в течении года. Значительные снижения нагрузки приходятся на весенне-летний период.

В такие периоды трансформаторы оказываются длительное время недогруженными. Это вызывает в них относительное увеличение потерь электроэнергии. При снижении нагрузки в работе целесообразно оставлять только часть трансформаторов. При этом нагрузку подстанции недостаточно просто принять на трансформаторы, ее необходимо покрыть наиболее экономичным способом, обеспечив минимум потерь активной мощности в сети.

Суммарные потери трансформатора можно показать с помощью данной формулы:

, (1.6.1)

Где

-

приведенные потери холостого хода трансформатора; (1.6.2)

-

приведенные потери короткого замыкания трансформатора; (1.6.3)

- экономический эквивалент реактивной мощности, учитывает потери активной мощности, связанные с производством и распределением реактивной мощности;

-

коэффициент загрузки трансформатора (1.6.4)

Расчет экономического режима работы трансформатора проведем для двух вариантов:

1. Sном.тр = 6,3 МВА Uном=35 кВ

2. Sном.тр =

1) Sном.тр = 6,3 МВА Uном=35 кВ

Определяем исходные данные трансформаторов: ТМН- 6300/35 [2, табл.3.4]

Sном. тр = 6,3 МВА

Uкз = 7,5 %

 = 46,5 кВт

 = 9,2 кВт

I xx = 0,9 %

Приведенные потери:

, где

(при ) ;

 (1.6.5)

, где

 (1.6.6)

Приведенные потери для одного трансформатора:

Приведенные потери для двух раздельно работающих трансформаторов:

Определяем нагрузку, при которой целесообразно переходить на работу с двумя трансформаторами:

 кВА. (1.6.7)

Полученные результаты сведем в таблицу 1.6.1:

Таблица 6.1.1

Годовые потери мощности и электроэнергии

Выполним построение полученных данных:

Рис.1.6.1.График зависимости приведенных потерь в одном и двух трансформаторах ТМН- 6300/35

2) Sном.тр= 6,3 МВА Uном=110 кВ

Определяем исходные данные трансформаторов: ТМН- 6300/110 [2, абл.3.6]

Sном.тр= 6,3 МВА

Uкз=10,5 %

= 44 кВт

= 11,5 кВт

Ixx= 0,8 %

Приведенные потери:

,

где

(при )

, где

Приведенные потери для одного трансформатора:

Приведенные потери для двух раздельно работающих трансформаторов:

Определяем нагрузку, при которой целесообразно переходить на работу с двумя трансформаторами:

 кВА.

Таблица 1.6.2

Годовые потери мощности и электроэнергии

Выполним построение полученных данных:

Рис.1.6.2. График зависимости приведенных потерь в одном и двух трансформаторах ТМН- 6300/35

1.7 Распределение нагрузок между параллельно работающими трансформаторами

Нагрузка между параллельно работающими трансформаторами распределяется пропорционально их мощностям и обратно пропорционально напряжениям короткого замыкания.

Для определения нагрузки трансформаторов напряжения короткого замыкания всех параллельно работающих трансформаторов должны быть приведены к одной мощности, например, к мощности первого трансформатора:

1) Sном.тр = 6,3 МВА Uном=35 кВ

Коэффициент загрузки каждого параллельно работающего трансформатора:

 (1.7.1)

Нагрузка каждого параллельно работающего трансформатора:

 (1.7.2)

Стоимость потерь для параллельно работающих трансформаторов:

 (1.7.3)

Стоимость потерь для раздельно работающих трансформаторов:

 (1.7.4)

2) Sном.тр= 6,3 МВА Uном=110 кВ

Приведенные потери для параллельно работающих трансформаторов:

Коэффициент загрузки каждого параллельно работающего трансформатора:

Нагрузка каждого параллельно работающего трансформатора:

Стоимость потерь для параллельно работающих трансформаторов:

Стоимость потерь для раздельно работающих трансформаторов:

1.8 Выбор сечения проводов ВЛЭП 35 и 110 кВ

1) U=35 кВ, т.к. линия двухцепная

 (1.8.1)

При ,  [5, табл.3.12]

Выбираем сечение из стандартного ряда – сечение 70

, [5, табл.3.5]

Выполним проверку:

1.  В послеаварийном режиме

 (1.8.2)

А

2.  По условию механической прочности

Применяем сечение , что больше установленного  => проверка выполняется

3. По допустимой потере U:

  (1.8.3)

- длина линии при полной нагрузке на 1% потери напряжения [6, табл. П.2.7];

Следовательно, данное сечение удовлетворяет проверке по допустимой потере напряжения

2) U=110 кВ, т.к. линия двухцепная

При ,  [5, табл.3.12]

Выбираем сечение из стандартного ряда – сечение 70 из условия возможности коронирования

, d=9,6мм [5, табл.3.5]

Выполним проверку:

1.  В послеаварийном режиме:

2. По условию механической прочности

Применяем сечение , что больше установленного для сталеалюминевых проводов  => проверка выполняется3. По допустимой потере U:

Следовательно, данное сечение удовлетворяет проверке по допустимой потере напряжения

4.  Проверка по условию коронирования

Условие выполнения проверки:

  (1.8.4)

для двухцепной стальной опоры с подвеской проводов шестиугольником находим среднегеометрическое расстояние между фазами:

 (1.8.5)

Начальная напряженность возникновения коронного разряда (для провода марки АС-70, r = 0,57 см) :

 (1.8.6)

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода:

, тогда (1.8.7)

Следовательно, данное сечение удовлетворяет проверке по условию коронирования.

1.9 Определение суммарных приведенных затрат на сооружение воздушной ЛЭП

Время использования максимальных потерь находится из формулы:

  (1.9.5)

1)  S=6,3 МВА Uном= 35 кВ

ЕнЛЭП= 0,152 – нормативный коэффициент капиталовложений для ЛЭП;

Енобор= 0,193 – нормативный коэффициент капиталовложений для силового оборудования;

Определяем капитальные затраты на сооружение ВЛЭП:

, где: (1.9.6)

А- стоимость сооружения 1 км ЛЭП, .[2, табл.10.14] ;

Определяем капитальные затраты на установку блока с отделителем и короткозамыкателем на ОРУ:

,

где: (1.9.7)

В=4,13 тыс. руб. – стоимость блока с отделителем и короткозамыкателем на ОРУ [2, табл.10.25];

- удельные потери в линии при номинальной нагрузке, кВт/км [1, табл. П.2.7];

 - стоимость 1кВТч электрической энергии;

 - коэффициент загрузки линии.

Cтоимость потерь ЛЭП:

 (1.9.8)

Определяем амортизационные отчисления:

,где: (1.9.9)

Еам=2,8% – коэффициент амортизационных отчислений [1; стр.77].

Определяем отчисления на обслуживание ВЛЭП:

,где: (1.9.10)

Еобсл=0,4% – коэффициент, учитывающий затраты на обслуживание [1; стр.77]. Определяем суммарные приведенные затраты:

 (1.9.11)

2)  S=6,3 МВА Uном = 110 кВ

Определяем капитальные затраты на сооружение ВЛЭП:

,где:

А=24,6 тыс. руб./км – стоимость сооружения одного километра линии выбранного сечения на соответствующих опорах (принимаем II район по гололеду) [2; табл. 10.14];

Определяем капитальные затраты на установку блока с отделителем и короткозамыкателем на ОРУ:

В=12 тыс. руб. – стоимость блока с отделителем и короткозамыкателем на ОРУ [2, табл.10.25];

- удельные потери в линии при номинальной нагрузке, кВт/км [1, табл. П.2.7];

 - коэффициент загрузки линии.

 - стоимость 1кВТч электрической энергии;

Cтоимость потерь ЛЭП:

Определяем амортизационные отчисления:

,

Определяем отчисления на обслуживание ВЛЭП:

,

Определяем суммарные приведенные затраты:

1.10 Определение суммарных приведенных затрат на установку оборудования

1) S=6,3 МВА Uном= 35 кВ

Определяем капитальные затраты на установку трансформаторов:

, (1.10.1)

где: А=21,2 тыс. руб./км – цена трансформатора [2; табл. 10.14];

Определяем амортизационные отчисления:

, (1.10.2)

Определяем отчисления на обслуживание:

, (1.10.3)

Определяем суммарные приведенные затраты:

 (1.10.4)

3)  S=6,3 МВА Uном= 110 кВ 0.067

Определяем капитальные затраты на установку трансформаторов:

,

где: А=32 тыс. руб./км – цена трансформатора [4; табл. 10.14];

Определяем амортизационные отчисления:

,

Определяем отчисления на обслуживание:

,

Определяем суммарные приведенные затраты:

1.11 Выбор оптимального варианта питающего напряжения ГПП

Выбор оптимального варианта электроснабжения осуществляется по минимуму приведенных затрат:

 (1.11.1)

Вариант 1:

Вариант 2:

Следовательно, по условию минимума приведенных затрат выбираем первый вариант, т.е. напряжение питающей сети принимаем равным 35 кВ.

Часть 2. Технико-экономическое обоснование выбора устройств компенсации реактивной мощности в системе электроснабжения предприятия

2.1 Расчет реактивной мощности, поставляемой энергосистемой предприятию, определение вариантов суммарной мощности компенсирующих устройств на стороне 0,4 кВ

Рис. 2.1.1 Схема компенсации реактивной мощности

Суммарная расчетная мощность БК определяется по минимуму приведенных затрат двумя последовательными расчетными этапами:

Этап I – выбор экономически оптимального числа трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций.

Этап II – определение дополнительной мощности батарей, в целях оптимального снижения потерь в трансформаторах и в сети 6/10 кВ предприятия, питающей эти трансформаторы.

Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана со стороны сети 6-10 кВ в сеть до 1000 В без увеличения заданного числа трансформаторов:

 (2.1.1)

Определяем наибольшее значение реактивной мощности , передаваемой из сети ЭС в сеть промышленного предприятия в режиме наибольших активных нагрузок энергосистемы:

,где: (2.1.2)

–

суммарная расчетная активная мощность, отнесенная к шинам ГПП 10 кВ;

– для предприятий, расположенных в Сибири при напряжении питающей линии 35 кВ [6,стр.35].

Реактивную мощность, вырабатываемую (в режиме перевозбуждения) и потребляемую (в режиме недовозбуждения) синхронным двигателем, можно принять равной:

 ,где: (2.1.3)

–

номинальная активная мощность синхронного двигателя.

Баланс на стороне 10 кВ:

; (2.1.4)

По результатам расчетов видно, что заданное число трансформаторов пропускает реактивную мощность, передаваемую из сети и вырабатываемую синхронным двигателем в режиме перевозбуждения.

В соответствии с этим рассмотрим два варианта компенсации реактивной мощности: с СД, работающим в режиме перевозбуждения и недовозбуждения.

1 вариант (СД работает в режиме перевозбуждения)

Баланс на стороне 10 кВ:

Так как >, то баланс на низкой стороне 0,4 кВ:

 (2.1.5)

Принимаем конденсаторные установки 9×УКТ-0,38-150У3 напряжением 0,38 кВ мощностью по 150 кВАр каждая [1, табл. П6.2].

2 вариант (СД работает в режиме недовозбуждения)

Баланс на стороне 10 кВ:

Так как >, то баланс на низкой стороне 0,4 кВ:

Принимаем конденсаторные установки 18×УКТ-0,38-150У3 напряжением 0,38 кВ мощностью по 150 кВАр [1, табл. П6.2].

2.2 Технико-экономическое обоснование выбора устройств компенсации реактивной мощности

1 вариант (СД работает в режиме перевозбуждения):

Полная реактивная мощность, генерируемая батареями:

; (2.2.1)

Удельные затраты на установку конденсаторных батарей:

 (2.2.2)

где:  - величина суммарных отчислений от удельной стоимости БК [1, табл. П6.2];

 - удельная стоимость БК [1, табл. П6.2];

 - стоимость потерь [2, табл. 9.14];

- удельные потери активной мощности в конденсаторах.

Определим величину удельных затрат для используемых в качестве источников реактивной мощности СД.

Удельные затраты на 1 кВАр реактивной мощности:

,

где: (2.2.3)

- справочный коэффициент для двигателя СТД-1600-2 [1, табл.П7.3].

Удельные затраты на 1 кВАр2 реактивной мощности:

 ,где: (2.2.4)

 -

справочный коэффициент для двигателя СТД-1250-2 [1, табл.П7.3];

N – количество СД.

Определим суммарные затраты на компенсацию:

 (2.2.5)

2 вариант (СД работает в режиме недовозбуждения):

Полная реактивная мощность, генерируемая батареями:

;

Удельные затраты на установку конденсаторных батарей:

Определим суммарные затраты на компенсацию:

 (2.2.6)

При сравнении двух вариантов, полученных в результате технико-экономического расчета видно, что наиболее выгодным является вариант 2: СД работает в режиме недовозбуждения, 18×УКТ-0,38-150У3.

2.3 Распределение мощности батарей конденсаторов по узлам нагрузки цеховой сети напряжением 0,4 кВ

Рис. 2.3.1 Схема распределения ЭП по распределительным шкафам

Для рассматриваемого деревообрабатывающего цеха с расчетными мощностями  и , определяем количество реактивной мощности, которую необходимо скомпенсировать. Цех питается от одного трансформатора двухтрансформаторной подстанции ТП-6.

Суммарная мощность КБ на стороне 0,4 кВ, приходящаяся на цех:

- расчетная реактивная нагрузка 0,4 кВ завода:

- расчетная реактивная нагрузка 0,4 кВ цеха:

- доля потребления реактивной нагрузки 0,4 кВ цеха по отношению ко всему заводу:

 (2.3.1)

- общая мощность КБ на стороне 0,4 кВ завода:

- тогда суммарная мощность КБ на стороне 0,4 кВ, приходящаяся на цех:

 (2.3.2)

Мощность, передаваемая со стороны 10 кВ на сторону 0,4 кВ для всего завода:

Мощность, передаваемая со стороны 10 кВ на сторону 0,4 кВ цеха:

Реактивная мощность, которую способен пропустить цеховой трансформатор:

Т.к. , тогда распределение КБ для радиальной сети производится по формуле:

,

где:

- искомая мощность i-ой линии, передаваемая в сеть 0,4 кВ со стороны 10 кВ;

- суммарная распределяемая мощность;

- эквивалентное сопротивление сети, напряжением до 1000 В;

- сопротивление радиальной i-ой линии.

Эквивалентное сопротивление сети:

 (2.3.3)

Расчетная мощность

Тогда:

Расчетная мощность батарей конденсаторов, устанавливаемых у ПР:

Учитывая шкалу номинальных мощностей, принимаем:

- 1 БК типа МКК-400-D-25-01;

- 1 БК типа МКК-400-D-07,5-01;

- 3 БК типа МКК-400-D-25-01;

-1 БК типа МКК-400-D-25-01;

- 1 БК типа МКК-400-D-25-01;

Суммарная мощность БК:

Заключение

В данной курсовой работе было осуществлено технико-экономическое обоснование варианта питающего напряжения, а также варианта по компенсации реактивной мощности на предприятии.

Выбор питающего напряжения зависит от значения нагрузки предприятия, от величины приведенных затрат при использовании данного напряжения, от длины питающей линии. В результате проведенных расчетов наиболее эффективным с точки зрения минимума приведенных затрат оказался вариант с напряжением питающей сети 110 кВ и трансформаторов мощностью 6,3 МВА.

При выборе варианта компенсации реактивной мощности также руководствуются минимумом затрат по каждому варианту, в данном случае наиболее эффективным оказался вариант при использовании размещения на предприятии 8КУ мощностью 150 кВАр при использовании исходного числа цеховых ТП.

Помимо этого, в курсовой работе было осуществлен выбор мощностей трансформаторов на основе расчета по суточному графику нагрузки и проверка данных трансформаторов на возможность работы с перегрузкой по заданному графику, был произведен расчет экономических режимов работы трансформатора, выбор сечения проводов ВЛЭП для каждого из вариантов.

В результате можно сделать вывод, что выбор наиболее эффективного варианта электроснабжения, компенсации реактивной мощности можно выполнить на основе технико-экономического сопоставления нескольких вариантов. Технико-экономическое сравнение базируется на сравнении показателей работы оборудования, режимов их работы, и на сравнении затрат по реализации данного варианта.

Список используемой литературы

1.   Г.Н. Климова, А.В. Кабышев. Элементы энергосбережения в электроснабжении промышленных предприятий: учебное пособие.- Томск: Изд-во Томского политехнического университета,2008.-187 с.

2.   Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. Пособие для вузов.- М.: Энергоатомиздат, 1989.-608 с.

3.   Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Промышленные электрические сети.2-е изд./ Под общ. ред. А.А. Федорова и Г.В. Сербинского.- М.: Энергия, 1980.- 576 с.

4.   Справочник по проектированию элекроэнергетических систем / Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро.- 3-е изд., перераб. и доп.- М.:Энергоатомиздат, 1985.-352 с.

5.   Справочник по проектированию электрических сетей/ Под.ред. Д.Л. Файбисовича.-2-е изд.- М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006.-352 с.

6.   А.И. Гаврилин, С.Г. Обухов, А.И. Озга. Электроснабжение промышленных предприятий. Методические указания к выполнению курсового проекта для студентов специальности 100400 «Электроснабжение» (по отраслям) ИДО: Изд-во Томского политехнического университета.- Томск, 2004. - 112 с.

Страницы: 1, 2