По результатам расчета, выбираем сечения кабелей, соответствующие минимуму приведенных затрат, как правило большее сечение.
Таким образом, суммарные приведенные затраты, при выбранных оптимальных сечениях кабелей и прочих равных условиях составят:
Таблица 8.9
Результаты расчета затрат для оптимального варианта “10 кВ”
Сравниваемые участки
Приведенные затраты по вариантам, тыс.у.е./год
ЗП 10кВ
затраты на линии W1-W13
3,0648
затраты на КТП 10/6 кВ
3,433
затраты на линиию W14 (ГПП-ЦРП)
12,781
затраты на прокладку кабельных линий
0,703
Итого:
19,982
8. Выбор оптимального варианта внешнего электроснабжения
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
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
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,
DQх, кВт
Ко,
тыс
у е
ВН
HH
ТРДНС-25000/35
25
±8X1,5%
36,75
2х10,5
9,5
115
0,5
0,25
5,1
125
77
ТРДНС-32000/35
32
11,5
145
30
0,45
0,19
4,8
144
86
ТРДНС-40000/35
40
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, (%):
1,4* Sном.т =1,4*25=35 МВА. т. е.(35/44,545)*100%= 78,57%
1,4*32 =44,8 МВА. (44,8 /44,545)*100%= 100,57%
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:
РI = 28,7%; РII = 61,2%; РIII = 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.
Вариант 3.
квар; квар;
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*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
244,317
89175,9
5
33,409
75
0,668
271,219
98994,9
6
35,636
80
0,713
1095
299,976
328473,6
7
37,418
84
0,748
324,317
236751,5
8
40,091
90
0,802
363,055
265030,5
9
42,318
95
0,846
397,378
290086,0
10
44,545
100
0,891
433,556
474743,9
2811,26
2239563,0
2х32 МВА
0,459
106,63
272429,3
0,348
154,09
112485,7
0,452
209,08
76312,8
0,487
230,59
84166,2
0,522
253,70
92601,4
0,557
278,41
304855,0
0,585
299,32
218501,5
0,626
332,60
242794,8
0,661
362,08
264319,1
0,696
393,16
430510,2
2619,66
2098976,1
2х40 МВА
0,3675
98,02
250444,7
0,5568
168,02
122651,7
0,362
192,79
70369,7
0,390
209,54
76480,5
0,418
227,52
83044,1
246,74
270180,9
0,468
263,01
191998,4
0,501
288,91
210901,4
0,529
311,85
227649,8
336,03
367955,2
2242,3
1871676,3
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7