Выберем мощности трансформаторов:
где n - количество трансформаторов в ТП.
Таблица 4.2. Выбор максимальной мощности трансформаторов
№ ТП
ТП1
963,43
630-1000
959
1000
0,9-0,95
0,92-0,97
1
ТП2
1705,11
1000-1600
1169
1600
1,13-1, 19
ТП3
1086,34
6304000
917,7
0,65-0,75
1,32-1,59
2
ТП4
761,2
1113,4
0,92-1,26
ТП5
658,9
1066
630
0,89-1,101
ТП6
1112,2
1156,3
1,65-1,89
Для каждого предприятия, энергосистема устанавливает величину реактивной мощности, которую она передаёт по своим сетям этому заводу в часы максимума нагрузки энергосистемы Qэ, недостающая мощность должна быть скомпенсирована на месте.
Определяется реактивная мощность, соответствующая нормированному коэффициенту мощности.
Для питания цеховых ТП в системе внутризаводского электроснабжения применяется напряжение 10 кВ. Питание производится кабелями,
проложенными в траншеях. Принимаются кабели типа ААШв с бумажной изоляцией, алюминиевой оболочкой и жилами, и шланговым ПХВ покровом. Для данного типа прокладки кабеля:
расчетная температура окружающей среды +15°С
нормированная температура жилы проводника +60 С.
Условия выбора кабеля. В качестве примера, приводится выбор сечения кабеля питающего ТП2 и ТП1.
1. По условию нагрева длительно допустимым током:
К2 - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды (К2=1) [13. табл.7.32]
К1 - поправочный коэффициент на число работающих кабелей, уложенных в одной траншее (К1-1, т.к кабель один), тогда
По условию, что Iдоп>Iрn принимается сечение кабеля F=70 с Iдоп=165А
2. По экономической плотности тока:
Число часов использования максимума нагрузки:
Для данного значения Тм = 3563,4 ч. Jэ = 154 [13. табл.7.27]
Fэк=Iр/ Jэк=150/1,4= 107
Принимаем стандартное ближайшее сечение F=120 с Iдоп=240 А.
3. По термической стойкости к токам КЗ сечение определяется по формуле
где С - температурный коэффициент, , А - ток короткого на шинах 10кВ ГПП, С = 98 для кабелей с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией.
Меньшее стандартное ближайшее сечение 50 с Iдоп = 180 А.
4. По перегрузочной способности: Iдл. доп > Iрмах, где Кпер - коэффициент допустимой перегрузки по отношению к номинальной, определяется по Iнорм/Iдоп 150/240, Кпер=1,25 в течении 6 часов [7. табл.13.1]
Кп=1 - так как проложен один кабель. Iдл. доп=.300 А > 195 А
Окончательно выбирается кабель ААШв F = 120 с Iдоп=240А. Расчет остальных кабелей аналогичен и сводится в таблицу 4.3
Таблица 4.3. Выбор кабелей питающих ТП
Число кабелей
Марка кабеля
150
195
ААШв (3x120)
240
ТТЛ
58
75,4
ААШв (3x95)
205
ТП3.1
60,7
121,5
ТП3.2
94
122,3
57,7
75,1
ААШв (3x70)
165
ТП6.1
ТП6.2
Сопротивление участков сети выполненных кабелями определяем по следующей формуле:
,
где - удельное сопротивление кабельной линии, Ом/км [4 табл.2.7]
Таблица 4.4. Сопротивление участков сети
Участок сети
шт.
0,155
0,326
0,05
0, 200
0,258
0,052
0,025
0,006
0,400
0,443
0,177
0,275
0,071
0,125
0,032
Сопротивление трансформаторов, приведённое к 10 кВ определяется по формуле:
где Рк. з. - потери короткого замыкания, кВт [4. табл.13.]. Расчёт проводится для каждой из ТП, исходя из 2-х вариантов мощности трансформаторов (максимальной и минимальной).
; ;
Эквивалентное сопротивление всей схемы
Таблица 4.5. Сопротивления трансформаторов
Потери КЗ, кВт
R, Ом
1 вариант
2 вариант
12,2
8,5
1,22
2,4
18
0,703
ТПЗ
2,14
'Ш5
400
5,5
3,44
Входные реактивные мощности энергосистемы для соответствующих магистралей имеют следующие значения:
Распределение реактивной мощности от энергосистемы по трансформаторам отдельных магистралей приводится в таблице 4.6., там же находится значения минимальных мощностей компенсирующих устройств по магистралям. Рассмотрим магистраль М1.
Таблица 4.6. Распределение реактивной мощности
Магистраль
М1
227,8/1525,9
146,8/983,3
81/542,6
1426,9-1351,8
720,9-683
М2
187,7/527,9
-
1289,9-1117,4
М3
125,6/1090,3
49,6/430,6
76/659,7
378,4-358,6
435,4-480,5
М4
183,8/617,5
1212,66-1050,9
Выбор КУ при компенсации на стороне 10 кВ
Выбираются следующие компенсационные устройства:
2хУК10,5-1125ЛУЗ+1хУК10,5-900ЛУЗ+1хУК10,5-400ЛУЗ=3550кВар
Определение Sтmin при компенсации реактивной мощности на стороне 0,4кВ. Выбор ККУ:
Магистраль М1:
;
Магистраль М2:
Магистраль М3:
Магистраль М4:
Минимальная мощность трансформаторов:
, результаты приведены в таблице 4.6.
Результаты выбора КУ и мощности трансформаторов для вариантов компенсации реактивной мощности на стороне 10 и 0,4 кВ сведены в таблице 4.7.
Таблица 4.7. Результаты выбора КУ и мощности трансформаторов для дух вариантов
Варианты
Трансформатор Т1
ТрансформаторТ2
I
ЗхЗ00+108
II
2x200+150
2x150+2x108
3x150
300+200+150
300+324
Используются следующие соотношения:
где Етп, Екл - общие ежегодные отчисления от капиталовложения на ГП и кабельные линии. Етп =0,223; Екл=0,165 [4]; Ктп - стоимость ТП с минимальным количеством оборудования на сторонах НН и ВН; Екл - стоимость кабельной линии с учётом строительных работ.
удельные затраты на КУ, установленные на стороне 10 кВ
Зо =Ео (Кя+Ккn) +ЕрОк - Кя, Кк, Кр –
соответственно стоимость ячейки, вакуумного выключателя и регулятора АРКОН с приставкой ППЗ.
затраты на компенсирующие устройства на магистрали М1
Эксплуатационные затраты:
где Стхх - стоимость потерь электроэнергии в трансформаторе при холостом ходе, Со - удельная стоимость потерь активной мощности, -стоимость потерь электроэнергии в сети 10 кВ и в трансформаторах от. протекания активных нагрузок, СДО - стоимость потерь электроэнергии в сети 10 кВ и в трансформаторах от протекания реактивных нагрузок, К-матрица узловых сопротивлений, Ррi-матрица расчетных нагрузок i-х трансформаторов
Суммарные приведенные затраты:
В качестве примера рассматривается магистраль М1.
Вариант 1:
Вариант 2:
ТП2-трансформатор S=1600 кВА, ТП1-трансформатор S=630 кВА.
Зтп=0,22313568+0,2235064=4154,9 руб.
Зкл=271,4ру5.
Затраты на КУ складываются да затрат на потери энергии в конденсаторах и отчислений от стоимости ККУ, соответственно для мощностей.
Остальные расчеты проводятся аналогично, результаты расчетов приведенных затрат по вариантам сведены в таблице 4.8
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11