Электроснабжение на предприятии (стр. 8 из 12)

Число трансформаторов определяется требованиями надежности электроснабжения потребителей. С этих позиций наилучшим является вариант с установкой двух трансформаторов, обеспечивающий достаточный уровень надежности электроснабжения предприятия в целом.

Однотрансформаторные ГПП применяют редко и их можно проектировать в следующих случаях:

- при возможности осуществления автоматического резервирования от других источников питания потребителей 1 категории, в том числе электроприемников особой группы;

- при наличии резервного источника для питания всех основных потребителей предприятия при длительною выводе из работы питающей линии или трансформатора ГПП;

- при возможности быстрой замены или ремонта повременного трансформатора ГПП для восстановления нормальной схемы электроснабжения предприятия.

На ГПП может быть установлено три и более трансформаторов с целью обеспечения надежного электроснабжения всех основных потребителей предприятия. Такое решение принимают:

- при наличии крупных резкопеременных и ударных нагрузок и необходимости выделения их питания (прокатное производство, кузнечнопрессовые цехи и т.д.);

- при концентрированных нагрузках, когда двухтрансформаторные ГПП невозможно применить по схемным, либо конструктивным соображениям;

при явных экономических преимуществах выполнения трехтрансформаторных ГПП обусловленных, например, упрощением схемных решений или условиями дальнейшего роста нагрузок и развития ГПП предприятия.

На крупных предприятиях может быть установлена не одна, а несколько ГПП. Такое решение определяется на основе технико-экономических расчетов и его целесообразно рассматривать, как правило, при полной расчетной нагрузку предприятия более 90 ... 100 МВА.

Промышленные предприятия получают электрическую энергию, как правило, от районных понижающих подстанций энергетической системы на напряжении 220, 110, 35 и сравнительно редко 10 или 6 кВ. В схему внешнего электроснабжения входит главная понизительная подстанция или центральный распределительный пункт, воздушные или кабельные линии электропередачи от районной подстанции энергосистемы до предприятия и коммутационные аппараты отходящих линий этой подстанции.

При рассмотрении вариантов внешнего электроснабжения необходимо выбрать схемы на два напряжения, отвечающие требованиям надежности электроснабжения проектируемого предприятия, его технологическим особенностям и условиям окружающей среды. Для каждого варианта рисуются однолинейные электрические схемы, на которых показывается коммутационная аппаратура подстанции энергосистемы, воздушные или кабельные линии электропередач, элементы ГПП или ЦРП, а именно: коммутационная защитная аппаратура на стороне внешнего напряжения, силовые трансформаторы, вводные и секционные выключатели на стороне низшего напряжения. Около каждого элемента схемы указывается его тип со всеми основными номинальными данными, а для разъединителей и выключателей - тип привода.

4.2.2. Выбор мощности трансформаторов ГПП.

Выбор номинальной мощности трансформаторов ГПП производится на основании полной расчетной мощности предприятия.

(4.4)

где

- реактивная мощность, передаваемая энергосистемой.

Реактивная мощность, передаваемая энергосистемой, определяется по расчетному коэффициенту мощности, устанавливаемому энергосистемой, кВАр.

Qэн = Рр∙tgωэн, (4.5)

где tgω: 0.27 при 35 кВ 0.31при 110 кВ. 0.42 при 220 кВ.

Если после компенсации реактивной мощности на стороне 0,4 кВ то компенсацию реактивной мощности надо производить и на шинах 6-10 кВ. Мощность трансформатора ГПП определяется по условию.

Sн.т ≥ Sр∙0,7(N-1) (4.6)

где Sн.т - номинальная мощность трансформатора [П.9];

N - количество трансформаторов ГПП.

В аварийном режиме оставшийся в работе трансформатор необходимо проверить на допустимую перегрузку при условии ограничения нагрузки потребителей.

1.4∙Sн.т ≥ S'p.(4.7)

где S'p - расчетная нагрузка предприятия с учетом возможного ограничения потребителей третьей категории.

4.2.3. Выбор сечений проводов питающей линии

Передача электроэнергии от источника Питания до ГПП осуществляется воздушными или кабельными линиями.

Выбор сечений линии осуществляется по расчетному току в нормальном режиме:

(4.8)

где Uh - номинальное напряжение ГПП;

Sp - расчетная мощность ГПП со стороны питающей линии;

N - количество цепей линии;

(4.9)

ΔРт - активная составляющая потерь в трансформаторах ГПП, кВт;

(4.10)

ΔQт - реактивная составляющая потерь в трансформаторах ГПП, кВАр;

(4.11)

Выбор сечений проводов и кабелей производится по экономической плотности тока:

(4.12)

где fэк - экономическое сечение проводов [П.7];

Jэк - экономическая плотность тока;

По [П.7] выбирается ближайшее большее стандартное сечение с учетом минимального сечения по условиям короны для данного напряжения и проверяется на нагрев

4.2.4. Технико-экономические расчеты.

В силу того, что величина рационального напряжения, определенного по (4.1) практически всегда отличается от, то к рассмотрению целесообразно принять варианты со значениями номинальных напряжений ближайших большего и меньшего рациональному. Если рациональное напряжение отличается от ближайшего номинального не более чем на 10%, то выполняется технико-экономический расчет только для одного варианта.

При рассмотрении нескольких вариантов электроснабжения выбор рабочего варианта основывается на минимуме приведенных затрат.

З = Ен∙К + И + У(МО), (4.13)

где Ен - нормативный коэффициент экономической эффективности, принимается равным 0,12;

К - единовременные капитальные вложения, тыс. р.;

И - ежегодные издержки в тыс. р. ;

У(МО) - математическое ожидание от недоотпуска электроэнергии, тыс. р.

Так как ущерб в вариантах одинаков, в технико-экономических расчетах его можно не учитывать.

Капитальные вложения (К) - это основные затраты на строительство новых электроэнергетических объектов, расширение и реконструкция действующих, приобретение электрооборудования, затрат на его доставку и монтаж.

Ежегодные эксплутационные расходы (И) (тыс.р./год.), определяются затратами на потери электроэнергии (И1), на амортизацию (ИА), на текущий ремонт и содержание обслуживающего персонала (ИЭ):

И = И1 + ИА+ ИЭ, (4.14)

Стоимость потерь электроэнергии в рассматриваемой сети определяется из:

Ип = Со∙ΔWа, (4.15)

где Со - стоимость электроэнергии (принимаем 0,016 руб/кВт.ч) или задается преподавателем; ΔWа - годовые потери электроэнергии, кВт.ч.;

ΔWа = ΔWтр + ΔWлэп, (4.16)

ΔWтр = N∙ΔPxx∙8760 + (1/N)∙ΔРкз∙(Sрп/Sномт)2∙τа (4.17)

ΔWлэп = N∙Ιр2∙Ro∙L∙ τа∙3∙10-6, (4.18)

τа = (0,124 + Тм/1000)2∙8760, (4.19)

где τа - число часов максимальных потерь, часов;

Тм - число часов использования максимума нагрузки, часов.

Ro - расчетное активное сопротивление 1 км проводника линии Ом/км [П. 7];

L - длина линии, км;

Одним из факторов, влияющих на уменьшение потерь от короны, является увеличение сечения провода воздушной линии. Поэтому при выборе проводов воздушных линий напряжением 35 кВ и выше из условия допустимых потерь на корону следует принимать сечение не ниже: АС=70/4 - для линий напряжением 35 и 110 кВ;

АС - 240/21,6 - для линий 220 кВ;

Ежегодные амортизационные расходы определяются из:

ИА = αа∙К/100, (4.20)

где αа - нормативный коэффициент амортизационных отчислений на оборудование (%) [П. 10];

Издержки на обслуживание оборудования определяются из:

ИЭ = αэ∙К/100 (4.21)

Если рассматриваемые варианты экономически одинаковы (приведенные затраты отличаются менее чем на 5%) то, следует отдать предпочтение варианту с лучшими качественными техническими показателями, т.е. у принятого варианта должно быть:

- более высокое номинальное напряжение сети для учета перспективного развития;

- меньшее число ступеней трансформации с меньшими потерями электроэнергии и напряжения, более высокое качество электроэнергии и т.д.

Выбираем трансформатор

ТМН – 4000/35

5. Расчет токов короткого замыкания в сетях СЭС ПП.

5.1. Основные условия и допущения.

Основной причиной нарушения нормального режима роботы системы электроснабжения является возникновение КЗ в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала.

При возникновении КЗ имеет место увеличение токов в фазе системы электроснабжения или электроустановок по сравнению с их значением в нормальном режиме работы. В свою очередь, это вызывает снижение напряжений в системе, которое особенно велико вблизи места КЗ.

Расчет токов КЗ с учетом реальных характеристик и действительных режимов работы всех элементов системы электроснабжения сложен. Поэтому для решения большинства практических задач вводят допущения, которые не вносят в результаты расчетов существенных погрешностей, а именно: