1.2 Расчет электрических нагрузок по предприятию.

 

Расчет начинается с определения низковольтных нагрузок по цехам.

По справочникам находятся коэффициенты k_иа и соsφ. Для каждого цеха вычисляются средние активная Р_ср и реактивная Q_ср нагрузки. Затем с использованием значений n_э и К_иа по таблицам находится коэффициент максимума К_ра, и определяются расчетные активная Р_р и реактивная Q_р нагрузки.

                                          Р_р = К_ра ∙ Р_ср,                                                    (11)

                                            Q_р = К_рр ∙Q_ср,                                                    (12)

 

Расчетная активная нагрузка Р_р.осв от осветительных электроприемников цеха вычисляется по выражению (13) с учетом площади производственной поверхности пола F_ц цеха, определяемой по генплану предприятия, удельной осветительной нагрузки Р_уд.осв и коэффициенту спроса на освещение К_с.осв

                                   Р_р.осв = К_с.осв∙ Р_уд.осв ∙ F_{ц    .}                                               (13)

Аналогично рассчитывается реактивная нагрузка от осветительных электроприемников

                                        Q_{р осв} = Р_р.осв ∙ tgφ_осв .                                               (14)

После суммирования нагрузок Р_р и Р_р.осв с учетом нагрузки Q_р вычисляется полная расчетная низковольтная нагрузка цеха S_р.

После нахождения нагрузок всех цехов, рассчитывается строка «Итого (0,4 кВ)», в которой суммируются по соответствующим колонкам номинальные активные мощности Р_н, средние активные Р_ср и реактивные Q_ср нагрузки и расчетные осветительные нагрузки Р_р.осв и  Q_{р осв}.

Далее вычисляются коэффициенты К_иа, tgφ и соsφ по формулам (15), (16), (17). Приведенное число электроприемников по (7) или (8) и находится коэффициент расчётной нагрузки по активной мощности К_ра для электроприемников напряжением до 1000 В.

                                                   К_иа =                                                    (15)

                                                    tgφ =                                                     (16)

                                                 соsφ = аrctg φ                                                (17)

Определение расчетной нагрузки высоковольтных электроприемников производится так же, как и низковольтных. В результате вычислений заполняется строка «Итого (10 кВ)». Таблицу заканчивает строка «Предприятие», в которой записываются суммарные данные по низковольтным и высоковольтным ЭП: номинальная активная мощность, средние и расчетные активная и реактивная нагрузки, полная расчетная нагрузка, а также среднее для всего предприятия значение коэффициента использования.

Следуя указаниям методического пособия, был произведен расчет электрических нагрузок по предприятию, полученные данные сведены в таблицу .

Расчетные данные по отдельным цехам в дальнейшем используются при выборе числа и мощности цеховых понижающих трансформаторов и затем с учетом потерь мощности в указанных трансформаторах для расчета питающих линий. Расчетные данные по предприятию в целом с учетом потерь мощности в цеховых трансформаторах используются при выборе трансформаторов главной понизительной подстанции (ГПП) и расчете схемы внешнего электроснабжения.

    1.3 Расчет картограммы электрических нагрузок предприятия

 

 

Картограмма нагрузок представляет собой размещенные на генеральном плане окружности, центры которых совпадают с центрами нагрузок цехов, а площади окружностей пропорциональны расчетным активным нагрузкам. Каждая окружность делится на секторы, площади которых пропорциональны активным нагрузкам электроприемников с напряжением до 1 кВ, электроприемников с напряжением свыше 1 кВ и электрического освещения. При этом радиус окружности и углы секторов для каждого цеха соответственно определяются:

                                                   R_i =                                                  (18)

где Р_рi, Р_рнi, Р_рвi, Р_роi – расчетные активные нагрузки соответственно всего цеха, электроприемников до 1 кВ, электроприемников свыше 1 кВ, электрического освещения, кВт;

m – масштаб площадей картограммы нагрузок, кВт∙м².

m =,

где Р_minp – минимальная расчетная активная мощность одного цеха;

R_min – минимальный радиус, R_min = 5 мм.

Углы секторов для каждого цеха определяются по формулам:

           ;        ;                     (19)

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

                                                    х_о =                                                (20)

                                                    у_о =                                               (21)

где х_i, у_i– координаты центра i-го цеха на плане предприятия, м.

Главную понизительную подстанцию следует расположить в центре электрических нагрузок. Расчет был произведен по формулам (18) – (21) и сведен в таблицу 3.

 

 

 

 

 

 

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

 

Выбор трансформаторов является важным этапом проектирования.

Мощность трансформаторов цеховых ТП зависит от величины нагрузки электроприемников, их категории по надежности электроснабжения. 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.

                                                                                                         (22)

где S_р – расчетная электрическая нагрузка цеха, кВА;

F_ц – площадь цеха, м².

 

Таблица 4 – Связь между экономически целесообразной мощностью отдельного трансформатора цеховой ТП и σ

Плотность электрической нагрузки цеха σ, кВА/м2	0,03…0,05	0,05…0,06	0,06…0,08	0,08…0,11	0,11…0,14	0,14…0,18	0,18…0,25	0,25…0,34	0,34…0,5	0,5… выше
Экономически целесообразная мощность 1-го тр-ра цеховой ТП Sэ.т, кВА	250	400	500	630	800	1000	1250	1600	2000	2500

 

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.

Далее определим оптимальное число трансформаторов в цехе:

                                N = +ΔN_т+m                                        (23)

где К_{з доп} – коэффициент загрузки – допустимый. Он зависит от категорийности и надежности и составляет:

К_{з доп} = 0,7 – I категория

К_{з доп} = 0,8…0,85 – II категория

К_{з доп} = 0,93…0,95 – III категория,

ΔN_т – добавка до ближайшего целого числа.

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

Далее определяем предельную величину реактивной мощности, которую могут пропустить выбранные трансформаторы:                          

                             Q_1р =                                (24)

         Q_1р, если Q_р ≥ Q_1р

                                        Q₁ =

                                                     Q_р, если Q_1р > Q_р   ,                                      (25)

 

где N_т – число трансформаторов цеховой ТП;

К_{з доп} – допустимый коэффициент загрузки трансформаторов цеховой ТП в нормальном режиме;

S_{н тi} – номинальная мощность трансформаторов цеховой ТП;

Р_рi – расчетная активная нагрузка  ТП.

При Q_1р < Q_р 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

                                   Q_ку = Q_рi — Q_1i                                                                  (26)

и они должны устанавливаться на ТП обязательно.

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и послеаварийном режимах будут соответственно:

         К_{з норм} = ;             К_{з п/ав} =                           (27)

где N_т – число взаиморезервируемых трансформаторов цеховой ТП;

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

Справочные данные для трансформаторов были взяты в справочнике [ ]

Суммарные потери активной и реактивной мощности в трансформаторах цеховой ТП с учетом и без учета соответствующей нагрузки нужно привести в виде итоговых данных в таблице 4.

Потери активной мощности в трансформаторах:

                           ΔР_т = N∙(ΔР_хх + ∙ ΔР_кз),                                             (28)

где N – число ТП в цехе;

К_{з норм} – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме;

ΔР_хх – потери холостого хода в трансформаторе;

ΔР_кз – потери короткого замыкания.

 

Потери реактивной мощности в трансформаторах:

               ΔQ_т = N∙,                                 (29)

где I_хх – ток холостого хода;

U_кз – напряжение короткого замыкания;

S_{н т} – номинальная мощность трансформатора.

Освещение территории предприятия производим с ближайших цеховых ТП. Это возможно благодаря тому, что мощность освещения невелика и оно включается вечером, когда часть оборудования уже отключено.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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:

                          U_р.рац = 4,34∙                          (30)

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

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

Расчетная активная нагрузка предприятия:

                               Р_р.n∑ =К_ом ( Р_р.н + Р_р.В + ∆Р_mΣ) + Р_р.о                                          (31)  

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

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

Р_р.о – расчетная активная нагрузка с учётом освещения цехов и территории, кВт.

К_ом – коэффициент одновремённости максимумов.

 

 

К_иа = 0,66

m = 12           => К_ом = 0,9 , где m – число графиков складываемых в узле.

 

Р_р.н = 5031

Р_р.В = 1448,1

∆Р_mΣ = 101

Р_{осв цеха} + Р_{осв терр} = 119,21+412,5=531,71

                 Р_р.n∑ = 0,9(5031+1448,1+101) + 531,71 = 10981,7кВт             (32)

По заданию ведется расчет для определенной группы цехов, но от п/ст “Автозаводская” питаются Литейные цеха №2 и №3 и Термообрубной цех.

∑ Р_р.n∑= 10981,7 + 12167,2 = 23149 кВт.

Подставив все найденные данные в формулу (30) найдем рациональное напряжение:

U_р.рац = 65,43 кВ

Для сравнения заданы два варианта внешнего электроснабжения предприятия 35 и 110 кВ. Но так как рациональное напряжение близко к 110, то выбираем питание по линии 110 кВ.

Полная расчетная нагрузка предприятия, необходимая для выбора трансформаторов ГПП:

                                             S_р =                                           (33)

где Q_э1 – экономически целесообразная реактивная мощность на стороне внешнего напряжения ГПП, потребляемая предприятием от энергосистемы        (tgφ₁₁₀ = 0,31);

                                             Q_э1 = Р_р.n∙ tgφ                                                 (34)

                                            ∆Q_гпп 0,07∙                                        (35)

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

Результаты сведем в таблицу 6.

 

Таблица 6

Параметры	110 кВ	35 кВ
Экономически целесообразная реактивная мощность Qэс, квар	7176,2	6250
Потери реактивной мощности в силовых трансформаторных ГПП ∆Qтргпп, квар	1696,5	1678,45
Полная расчетная нагрузка Sр, кВА	23788,7	23596
Мощность трансформаторов ГПП Sт, кВА	16991
Тип трансформаторов ГПП	ТРДН-25000/110	ТРДН-25000/35
Номинальная мощность трансформатора, кВА	25000	25000
Напряжение на высокой стороне Uвн, кВ	115	36,75
Напряжение на низкой стороне Uнн, кВ	10,5	10,5
Потери холостого хода Рхх, кВт	25	25
Потери короткого замыкания Ркз, кВт	120	115
Напряжение короткого замыкания Uк,%	10,5	9,5
Ток холостого хода Iхх, %	0,65	0,5
Коэф-т загрузки в нормальном режиме Кз.норм	0,5	0,47
Коэф-т загрузки в послеаварийном режиме Кз.авар	1,4	1,4

Мощность трансформаторов ГПП выбирается исходя из соотношения:

                                        S_т =                                  (36)

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, по расчётам он равен 0,5.

 

 

Вариант схемы электроснабжения предприятия на 110 кВ представлен на рисунке 1.

 

 

Рисунок 1 — Вариант схемы электроснабжения предприятия на напряжение 110 кВ

 

 

 

4       Технико–экономическое обоснование схемы внешнего     электроснабжения

                4.1 Вариант 35 кВ.

 

Определим потери мощности в силовых трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТРДНС 25000/35: ΔР_хх = 25 кВт, ΔР_кз = 115 кВт, I_хх = 0,5%, U_к,% = 9,5. Потери мощности в трансформаторах находим по формулам (28) и  (29).

ΔР_т = 2·(25+0,5²·115)=107,5 кВт,

ΔQ_т= 2·(+0,5²·)·25000=1637,5 квар.

Потери электрической энергии в трансформаторах:

          ΔА_т= N·(ΔР_хх· Т_г +К²_з.н.· ΔР_кз · τ),                             (37)

где Т_г = 8760 часов — годовое число часов работы предприятия,

τ – годовое число часов максимальных потерь, определяется из соотношения:

τ = (0,124·)²·Т_г = (0,124·)²·8760=2198,8,

где Т_м – годовое число использования 30 минутного максимума активной нагрузки Т_м=3770. [  ]

ΔА_т= 2·(25·8760+0,5²·115·2198,8)=564,4·10³ кВт·ч.

Рассчитаем линию электропередачи от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции. Нагрузка в начале линии:

     S_{р л} = = = 24,082 МВА   (38)

Расчетный ток одной цепи линии:

   I_{р л} = = = 198 А                                                  (39)

Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи):

I_{п ав 35} = 2·I_{р л 35}                                                                                                                    (40)

                       I_{п ав 35} = 2·198= 396 кА.

Сечение провода находится  по экономической плотности тока

jэ=1,2 А/мм²

   F_э = == 165 мм².                                                                     (41)

Выбираю ближайшее стандартное сечение. Провод АС – 150/19,

I_доп=470 А,

r₀ = 0,199 Ом/км, х₀= 0,4 Ом/км. Выбранный провод подходит по условиям коронировния.

Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме 470>165.

 

Потери активной энергии за год:

            ΔА_л= N·(3· I²_рл· r₀· l · τ)                                                                     (42)

            ΔА_л = 2·(3·198²·0,199·7·2198,8)=0,72·10⁶  кВт·ч

Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящей линии от подстанции энергосистемы до и на вводах ГПП.

Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания представлены на рисунке 2. Определяем параметры схемы  замещения. Нам задана мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы S_к  = 800 МВА. Принимаем базисную мощность  S_б = 1000 МВА, а базисное напряжение U_б = 37 кВ. 

Суммарное сопротивление системы в относительных единицах:

Х_С∑ =                                                      (43)

                                                           Х_С∑ = = 1,25 о.е.

Сопротивление воздушной линии 35 кВ в относительных единицах:

                                                        Х_Л =                                              (44)

                                Х_Л = = 2,48 о.е.

                                                    I_{раб утяж} =                                     (45)

                                                          I_{раб утяж} = = 546,14 А.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания.

 

 

 

 

 

Рисунок 2.

 

Определим ток короткого замыкания в точке К-1 (Х1= Х_С∑=1,25). Ток короткого замыкания в точке К-1 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса замыкания):

                   кА                            (46)

Ударный ток короткого замыкания:

         кА,                                             (47)

где К_у = 1,72 – ударный коэффициент [  ]

Выбираем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главной понизительной подстанции.

      t = t_сз + t_св = 0,01 +0,06 =0,07 с ,                                                     (48)

           где t_сз = 0,01 – время срабатывания защиты;

t_св – собственное время отключения (с приводом) выключателя.

Апериодическая составляющая:

      кА,                                         (49)

где Т_а  — постоянная времени затухания апериодической составляющей.

 

Устанавливаем выключатель типа ВГБЭ – 35 – 25/630У1.

Т_откл = Т_рз + Т_{авт выкл} = 0,1+0,07=0,17 с,                                        (50)

       В_к = ·(Т₀ + Т_а)= 12,5²·(0,17+0,05)=34,4 кА²·с                      (51)

Определим ток короткого замыкания в точке К-2.

                  Х₂  =Х₁ +Х_л = 1,25+2,48=3,73 о.е.                                               (52)

                  I_к2=I_n0=I_nt == 4,18 кА

I_у = · 1,72· 4,18=10,15 кА

                           кА.

Устанавливаем выключатель типа ВМКЭ – 35А – 16/1000У1

В_к = 4,18²·(0,17+0,05)=10,86 кА²·с

А.

 

Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные занесем

в таблицу 7.

 

Таблица 7

Расчетные	Каталожные данные
данные	Выключатель	Разъединитель
	ВГБЭ — 35 — 25/630У1	РДЗ.1 — 35/1000УХЛ1
Uс=35 кВ	Uном=35 кВ	35 кВ
Iраб утяж =546 А	Iном=630 А	1000 А
Intl= Inol =12,5  кА	Iоткл ном=12,5 кА	—
Iat=4,34 кА	iа.ном=5,6 кА	—
iyд=30 кА	Iдин=102 кА	Iдин = 63 кА
Вк=34,4 кА2	Iтерм2tтерм=469 кА2с	Iтерм2tтерм=1875 кА2с

 

 

Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН-35У1.

 

 

 

 

 

 

 

 

4.2 Вариант 110 кВ.

 

Определим потери мощности в силовых трансформаторах ГПП. Параметры трансформаторов ТРДН 25000/110: ΔР_хх = 25 кВт, ΔР_кз = 120 кВт, I_хх = 0,65%, U_к,% = 10,5. Потери мощности в трансформаторах находим по формулам (28) и  (29).

ΔР_т = 2·(25+0,5²·120)=110 кВт,

ΔQ_т= 2·(+0,5²·)·25000=1637,5 квар.

Потери электрической энергии в трансформаторах определяем

по формуле (36):

ΔА_т= 2·(25·8760+0,52·120·2198,8)=569,9·10³ кВт·ч.

Рассчитаем линию электропередачи от районной подстанции энергосистемы до главной понизительной подстанции. Нагрузка в начале линии определяется по формуле (38):

S_{р л} = = 24,341 МВА

Расчетный ток одной цепи линии:

I_{р л} =  = 63,8 А

Ток в послеаварийном режиме (в случае питания всей нагрузки по одной цепи):

I_{п ав 110} = 2·63,8= 127,6 кА.

 

 

Сечение провода находится  по экономической плотности тока

jэ=1,2 А/мм²

F_э = = 53,2 мм².

Выбираю ближайшее стандартное сечение. Провод АС – 70/11,

I_доп=265 А,

r₀ = 0,429 Ом/км, х₀= 0,415 Ом/км. Выбранный провод подходит по условиям коронировния.

 

Проверяем провод по нагреву в послеаварийном режиме 265>127,6.

 

Потери активной энергии за год по формуле (41):

ΔА_л = 2·(3·63,8²·0,429·7·2198,8)=0,16·10⁶  кВт·ч

Рассчитаем токи короткого замыкания в начале отходящей линии от подстанции энергосистемы до и на вводах ГПП.

Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания представлены на рисунке 3.

Определяем параметры схемы  замещения. Нам задана мощность короткого замыкания на шинах подстанции энергосистемы S_к  = 2514 МВА. Принимаем базисную мощность  S_б = 1000 МВА, а базисное напряжение

U_б = 115 кВ. 

Суммарное сопротивление системы в относительных единицах определяется по формуле (43):

Х_С∑ = = 0,4 о.е.

Сопротивление воздушной линии 110 кВ в относительных единицах по формуле (44):

                                Х_Л = = 0,23 о.е.

                                                          I_{раб утяж} = = 183,7 А.

 

 

 

Исходная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания.

 

 

 

Рисунок 3.

 

 

 

Определим ток короткого замыкания в точке К-2 (Х2= Х_С∑=0,25). Ток короткого замыкания в точке К-2 (периодическая составляющая принимается постоянной в течение всего процесса замыкания) определяется

по формуле (46):

 кА

Ударный ток короткого замыкания по формуле (47) :

 кА

где К_у = 1,72 – ударный коэффициент [  ]

Выбираем коммутационную аппаратуру в начале отходящих линий от подстанции энергосистемы и на вводе главной понизительной подстанции.

t  = 0,01 +0,04 =0,05 с

           где t_сз = 0,01 – время срабатывания защиты;

t_св – собственное время отключения (с приводом) выключателя.

Апериодическая составляющая по формуле (49):

кА,

где Т_а  — постоянная времени затухания апериодической составляющей.

 

Устанавливаем выключатель типа ВГБУ – 110.

В_к = 20,46²·(0,13+0,05)=75,3 кА²·с

Определим ток короткого замыкания в точке К-2.

Х₂  = 0,25+0,29=0,54 о.е.

I_к2 == 9,29 кА

I_у = · 1,72· 9,29=23,66 кА

                           кА.

В_к = 9,29²·(0,13+0,4+0,05)=50,05 кА²·с

 

Выбранные типы аппаратов и их паспортные данные занесем в таблицу 8.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Оборудование 110 кВ

Таблица 8

Расчетные	Каталожные данные
данные	Выключатель	Разъединитель
	ВГБУ- 110	РДЗ — 110/1000Н.УХЛ1
Uс=110 кВ	Uном=110кВ	110 кВ
Iраб утяж =183,7 А	Iном=2000 А	1000 А
Intl= Inol =20,46  кА	Iоткл ном=40 кА	—
Iat=4,83 кА	iа.ном=25,5 кА	—
iyд=23,66 кА	Iдин=102 кА	Iдин = 63 кА
Вк=50,05 кА2	Iтерм2tтерм=4800 кА2с	Iтерм2tтерм=1875 кА2с

 

Для защиты трансформаторов от перенапряжений в питающей сети устанавливаем ОПН – 110У1, в нейтраль силового трансформатора включаем 2×ОПН – 110У1, ЗОН – 110У – IУ1 (I_н = 400А, I²_тер t_тер= 119,07 кА²с).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4.3 Технико – экономические показатели сравниваемых схем

внешнего электроснабжения

При сравнении вариантов учитываются: коммутационная аппаратура отходящих линий от питающей подстанции энергосистемы, воздушные линии, вводные коммутационные аппараты главной понизительной подстанции, силовые трансформаторы главной понизительной подстанции.

 

Годовые приведенные затраты находятся по формуле:

                                     З =                                                     (53)

Е_i= Е_н + Е_аi+ Е_mpi  ,                                                                         (54)

где Е_i– общие ежегодные отчисления от капитальных вложений, являющиеся суммой нормативного коэффициента эффективности Е_н = 0,15, отчислений на амортизацию  Е_аiи расходов на текущий ремонт,

К_i – сумма капитальных затрат i – ой группы одинаковых

электроприемников. Стоимости отдельных элементов схемы электроснабжения определяются по [  ] ,

С_э – стоимость годовых потерь электроэнергии.

При проектировании сетей электроснабжения промышленных предприятий учитывается стоимость потерь электроэнергии по двухставочному тарифу:

                                      С_э  = (ΔА_т + ΔА_л) · С₀                                        (55)

                                             С₀ = ,                                            (56)

 

где С₀ – удельная стоимость потерь электроэнергии;

α – основная ставка тарифа, 180 руб/кВт· мес;

β – стоимость 1кВт·ч элктроэнергии, 0,95 руб/кВт· ч.

Для 35 кВ: α = 180·12=2160     руб/кВт·год; β= 0,95 руб/кВт· ч;

Для 110 кВ: α = 175·12=2100 руб/кВт·год; β= 0,95 руб/кВт· ч.

К_м = ΔР_э/ ΔР_м = 0,79 – отношение потерь активной мощности ΔР_э в мрмент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям ΔР_м  активной мощности предприятия.

δ – поправочный коэффициент, δ= 1,02 для 35 кВ,

                   δ= 1,08 для 110 кВ.

Результаты сравнения вариантов 35 и 110 сведены в таблицу 9.

 

 

 

 

Таблица 9

Наименование оборудования

Единицы измерения

Количество

Стоимость единицы, тыс.руб

Капиталовложения, тыс.руб

Отчисления Е, о.е.

Затраты К×Е, тыс.руб

Потери электроэнергии ΔА, кВт*ч

Стоимость потерь электроэнергии Сэ, тыс.руб

Приведенные затраты, тыс.руб

1	2	3			4	5			6
Разъединитель	полюс	18	42	756	0,15	113,4
РДЗ 35/1000
Выключатель	комп	4	360	1440	0,15	216
ВВЕЗ 35
ОПН 35У1	шт	6	26,6	159,6	0,15	23,94
Трансформатор	шт
ТРДН 25000/35		2	1,25	2500	0,15	375
Трансформатор тока	шт	6	240	1440	0,15	216
ТФМЗ 35
Двухцепная ВЛ 35 кВ	км	7	769,2	5384,4	0,15	807,6
на ЖБ опорах
Итого по 35 кВ		36		11680		1751,9	1340050	2358,4	4110,4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Продолжение таблицы 9

Наименование оборудования

Единицы измерения

Количество

Стоимость единицы, тыс.руб

Капиталовложения, тыс.руб

Отчисления Е, о.е.

Затраты К×Е, тыс.руб

Потери электроэнергии ΔА, кВт*ч

Стоимость потерь электроэнергии Сэ, тыс.руб

Приведенные затраты, тыс.руб

1	2	3			4	5			6
Разъединитель	пол	20	62	1240	0,15	186
РДЗ 110/1000
Выключатель	комп	4	470	1880	0,15	27
ВГБУ 110
ОПН 110У1	шт	6	51	306	0,15	45,9
Трансформатор	шт	2	1750	3500	0,15	525
ТРДН 25000/110
Трансформатор	шт	4	330	1320	0,15	198
токаТФМЗ 110
Двухцепная ВЛ	км	7	679,1	4753,7	0,15	713,05
110 кВ на ЖБ опорах
ЗОН — 110У1 -IУ1	шт	1	33	33	0,15	4,95
ОПН — 110У1	шт	2	51	102	0,15	15,3
Итого по 110 кВ		41		13236,6		1715,2	783300	1312,5	3027,7

 

Приведенные затраты на линию 35 кВ превышают затраты на линию 110 кВ на 26%. Принимаем второй вариант питания подстанции по ВЛ 110 кВ.

 

 

 

 

 

 

 

 

5 Выбор величины напряжения и схемы внутреннего

электроснабжения группы цехов, расчет питающих линий

5.1 Выбор величины напряжения

 

Выбор величины напряжения распределительных сетей предприятия зависит от величины нагрузок 6 и 10 кВ. Критерием выбора являются технико-экономические показатели, в первую очередь приведенные затраты, которые рассчитываются как для сети, так и для понижающих подстанций.

В данном проекте согласно “Инструкции по проектированию электроснабжения промышленных предприятий. СН 174-75.

Т.к. отсутствует нагрузка на 6кВ, принимаю напряжение внутреннего электроснабжения группы цехов на напряжение 0,4 и 10 кВ.

    5.2 Построение схемы внутреннего электроснабжения

предприятия

Схемы распределения электроэнергии на первой ступени от главной понизительной подстанции до трансформаторных подстанций на напряжение 10 кВ применяем магистральные при последовательном линейном расположении подстанций и радиальные при высоковольтных нагрузках.

Схема представлена на листе 2.

 

5.3 Конструктивное выполнение электрической сети

Выбор способа распределения электроэнергии зависит от величины электрических нагру­зок, их размещения, плотности застройки предприятия, конфигурации, технологических, транс­портных и других коммуникаций, типа грунта на территории предприятия.

Выбираем прокладку кабелей в траншее как очень простой и экономически выгодный спо­соб, применяемый при прокладке до шести кабелей. С учетом отсутствия растягивающих усилий в грунте и низкой коррозионной активности для прокладки используем кабель марки ААШв.

 

 

5.4 Расчет питающих линий

Сечение кабелей напряжением 10 и 0,4 кВ. определяем по экономической плотности тока и проверяем по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий его прокладки, по току перегрузки, потери напряжения в послеаварийном режиме и термиче­ской стойкости к токам короткого замыкания.

 

 

 

 

   Расчетный ток в кабельной линии в нормальном режиме:

                                               I_р.к = ,                                                  (57)

где S_р.к − мощность, которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме, кВА. Например, при питании двухтрансформаторной подстанции − расчетная нагрузка, прихо­дящаяся на один трансформатор. Для магистральной линии мощность S_р.к определяем для каждого участка путем суммирования расчетных нагрузок соответствующих трансформа­торов, питающихся по данному участку магистральной линии.

Сечение кабельной линии, определяется по экономической плотности тока:

                                                F_э = ,                                                         (58)

где j_э – экономическая плотность тока, зависящая от типа кабеля и продолжительности макси­мальной нагрузки [  ]. j_э = 1,2 А/мм2

По результатам расчета выбирается кабель, имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению к экономически целесообразному. Допустимый ток кабеля с учетом ус­ловий его прокладки:

                                               >                                        (59)

где К_п –  поправочный коэффициент на число параллельно прокладываемых кабелей [  ];

K_t – поправочный коэффициент на температуру среды, в которой прокладывается кабель [  ];

N_к— число параллельно прокладываемых кабелей.

Допустимая перегрузка кабеля в послеаварийном режиме:

                                          >                                  (60)

 где К_АВ –  коэффициент перегрузки

Потеря напряжения в кабельной линии определяется по формуле:

                                                    (61)

 где Р_р, Q_p — расчетная активная и реактивная нагрузки.

x_о, r_о— удельное индуктивное и активное сопротивление кабеля, Ом/км [  ].

 

 

 

 

 

 

 

 

6 Технико-экономическое обоснование схемы внутреннего

электроснабжения группы цехов

 

Рассмотрено несколько вариантов электроснабжение группы цехов:

1.   ТП1 – ТП2 – ТП10                             ТП1 – ТП2

ТП4 – ТП3               1     или   1*        ТП4 – ТП3 – ТП10

 

 

2.   ТП5 – ТП6 – ТП8      2     или     2*       ТП5 – ТП6

ТП9 – ТП7                                              ТП9 – ТП7 – ТП8

 

 

Для каждого варианта выбираются кабели, способ их прокладки

и определяются потери активной энергии за год. Далее по этим потерям находятся затраты по каждому варианту и выбирается тот, по которому выходят меньшие затраты.

Выбор кабелей представлен в таблице 9,

сравнение технико – экономических показателей в таблице 10.

В результате проведенных расчетов и сравнений принимаем схемы электроснабжения 1* и 2.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7 Расчёт токов короткого замыкания

 

Мощность короткого замыкания в месте присоединения линии, питающей главную пони­зительную подстанцию значительно больше мощности потребляемой предприятием, поэтому допускается принимать периодическую составляющую тока к.з. от энергосистемы неизменной во времени: I_к = I_n.o= I_n.t.

Для расчетов токов короткого замыкания составляется исходная электрическая схема, на которой показываются источники питания точек короткого замыкания, расчетные точки и токи между ними. Схема приведена на рисунке 5.

 

Схема для расчета токов К.З.

 

Рисунок 4

Электрическая схема для расчета токов К.З.

Рисунок 5

 

Расчет ведется для наиболее тяжелого воздействия токов К.З., в режиме, когда один из трансформаторов главной понизительной подстанции отключен для проведения профилактических работ (аварии) и включен секционный выключатель в распределительном устройстве 10кВ, т.е. все электроприемники питаются от одного трансформатора.

 

Для выбора электрооборудования СЭС предприятия производим расчет токов к.з. в сле­дующих точках:

К-1 и К-2 – в схеме внешнего электроснабжения;

К-3 – в распределительном устройстве напряжением 10 кВ ГПП;

К-4 – в электрической сети напряжением 0,4 кВ.

Расчет токов к.з. в точках К-1 и К-2 проводился в разделе «Технико-экономическое обоснование схемы внешнего электроснабжения пред­приятия».

Расчет токов к.з. в точке К-3. Сопротивление трансформатора главной понизительной подстанции:

 

                            Х₃ =Х_вт =  о.е.                  (62)

                 Х₄ = Х_нт = о.е.                      (63)

                           Х_вт + Х_нт = 0,53+7,35=7,88                                                     (64)

Сопротивление кабельной линии от ГПП до ТП4, выполненное кабелем ААШв 3*70, длиной L=0,065:

                        Х5==0,25 о.е.                               (65)

Сопротивление трансформатора на ТП4:

Х_тр  =                                                    (66)

                                   (67)

                               (68)

Х_тр  = .

Эквивалентное сопротивление КЗ в точке 3:

Х_э = Х1+Х2+Х3+Х4=0,25+0,29+0,53+7,35=8,42          (69)

 

Эквивалентное сопротивление КЗ в точке 4:

                             Х_э = Х1-4 +Х5+Х6=8,42+0,25+29,9=38,57                   (70)

Периодическая составляющая тока КЗ в точке 3:

                       (71)

Ударный ток в точке 3:

i_у3 = · I_к3 · К_у =·6,53·1,8=16,6 кА                                         (72)

Периодическая составляющая тока КЗ в точке 4:

                                            (73)

 

Для сетей 0,4 кв расчет апериодической составляющей не проводим, т.к в сетях 0,4 кВ её влияние незначительно.

Все результаты расчетов приведены в таблице 12.

 

Мощность и токи короткого замыкания

 

Таблица 12

Расчетная точка	Напряжение Uср расчетной точки, кВ	Токи, кА			Мощность к.з. ступени Sк.ст=∙Ucp∙Ino, MBA
		Iпо	Iпt	iу
К-1	115	20,46	20,46	51,1	4075
К-2	115	9,52	9,52	23,6	1896
К-3	10,5	6,53	6,53	16,6	118,75
К-4	0,4	37,42	37,42	—	25,92

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8 Выбор электрооборудования системы электроснабжения

предприятия

  8.1 Выбор трансформаторов собственных нужд

       главной понизительной подстанции

 

Приемниками собственных нужд подстанции являются оперативные цепи, электродвигатели систем охлаждения трансформаторов, освещение, электроподогрев коммутационной аппаратуры ВН и шкафов, установленных на открытом воздухе, связь, сигнализация, система пожаротушения, система телемеханики и т.д. Мощность потребителей СН невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

Устанавливаем 2 трансформатора собственных нужд мощностью:

S_тсн = S_н.т ∙ 0,5%                                             (74)

S_тсн = 25000∙ 0,005 = 125 кВА

Принимаем к установке ТМ-160, который присоединяется к шинам 10 кВ через предохранители, так как S_тсн = 160 кВА.

Ток предохранителя:

                                               I_п =                                                      (75)

I_п =  А

Устанавливаем предохранитель типа: ПКТ 102-10-3,15-31,5У3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8.2 Выбор типа распределительных устройств на низкой

стороне главной понизительной подстанции,

выключателей,трансформаторов  тока и напряжения

 

I. Распределительное устройство на 10 кВ принимаем комплектным, из шкафов серии КУ-1-10-20У3 (I_ном = 1600 А). Ячейка КУ-1 комплектуется следующим оборудованием:

– выключатели серии VF-10

– разъединитель штепсельный РВР-10

– трансформаторы тока ТОЛ-10, ТЛК-10, ТШЛ-10

– трансформаторы напряжения ЗНОЛ.09, НОЛ.08

– трансформатор тока нулевой последовательности ТЗЛМ.

 

II. Выбор выключателей, установленных на вводе в комплектные распределительные устройства, представлен в таблице 13 [  ].

Ток нагрузки в нормальном режиме

                                           I_н =                                                       (76)

  I_н =  А

Максимальный (послеаварийный) ток силового трансформатора:

                                          I_max =                                                  (77)

                                              I_max = ,

 

Таблица 13

Расчетные параметры	Условия выбора	Каталожные данные
		VF-12.20.31
Uуст = 10 кВ	Uуст Uном	Uн =12 кВ
Iраб.утяж =183,7 А	Iмах  Iном	Iн =2000 А
Iп,о= 20,46 кА	Iпо  Iдин	Iдин  = 31,5 кА
iуд  = 23,66 кА	Iуд  iдин	iдин  = 80 кА
Iп,τ= 20,46 кА	Iп,τ  Iоткл.ном	Iоткл.ном = 31,5  кА
Iа,τ = 4,83 кА	Iа,τ  Iа ном	Iа ном = 12,7  кА
Bк = 50,05 кс	Bк  тер∙tтер	тер∙tтер= 2976,8 к∙с

I_а,τ =  кА

I_{а ном} = кА

В качестве секционных выключателей принимаем выключатели этого же типа.

 

 

III. Выбор трансформаторов тока на вводе в распределительное устройство 10 кВ главной понизительной подстанции приведен в таблице 14 [  ].

Таблица 14

Расчетные параметры	Условия выбора	Каталожные данные
		ТЛ-10-2000-0,5/10Р
Uуст = 10 кВ	Uуст Uном	Uн =10 кВ
Iраб.утяж = 187,3 А	Iмах  Iном	Iн =2000 А
iуд  =23,66  кА	Iуд  iдин	iдин  = 128 кА
Bк =50,05 кс	Bк  тер∙tтер	тер∙tтер= 4800 к∙с

 

 

 

Вторичная нагрузка ТТ: амперметр, ваттметр, расчетные счетчики активной и реактивной энергии.

                   Рисунок 6 — Схема вторичных токовых цепей трансформатора

                                        тока 10 кВ.

 

Проверку ТА по вторичной нагрузке проводим, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов. Определим нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока.

Данные внесем в таблицу 15.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 15

 

Из таблицы 15 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока

на фазе А, тогда общее сопротивление приборов:

                                            r_приб = ,                                                    (78)

r_приб = Ом

Допустимое сопротивление проводов:

                                              r_пров =  r_приб  − r_конт,                               (79)

где = 0,8 – для класса точности 0,5;

r_конт = 0,07 Ом – для четырех приборов

r_пров = 0,8 − 0,44  − 0,07 = 0,29 Ом

Принимаем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого 4 метра. Так как трансформаторы тока соединены в неполную звезду, значит lрасч = ∙l, тогда сечение соединительных проводов:

                                         q =  ,                                                 (80)

q =  мм²

Правила устройства электроустановок регламентирует минимальное сечение для алюминиевых проводов 4 мм², поэтому принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами S = 4 мм².

Схема включения приборов, выбранных на секционном выключателе главной понизительной подстанции, представленной на рисунке 7.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 7 — Схема цепей трансформатора тока секционного

выключателя 10 кВ

Проверку ТА по вторичной нагрузке проводим, пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов. Определим нагрузку по фазам для наиболее загруженного трансформатора тока. Данные приведены в таблице 16.

         Таблица 16 — Нагрузка трансформаторов тока

 

Из таблицы 16 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока  на фазе В, тогда общее сопротивление приборов:

r_приб = Ом

Допустимое сопротивление проводов:

r_пров =  r_приб  − r_конт,

где = 0,8 – для класса точности 0,5;

r_конт = 0,05 Ом – для четырех приборов

r_пров = 0,8 − 0,02  − 0,05 = 0,73 Ом

Принимаем кабель с алюминиевыми жилами, ориентировочная длина которого 4 метра. Так как трансформаторы тока соединены в одну фазу, значит l_расч = 2∙l, тогда сечение соединительных проводов:

q =

Правила устройства электроустановок регламентирует минимальное сечение для алюминиевых проводов 4 мм², поэтому принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами S = 4 мм².

 

 

 

 

 

IV. Трансформатор напряжения устанавливаем на каждую секцию сборных шин главной понизительной подстанции. Принимаем к установке 3×ЗНОЛ 09.10, с паспортными данными: U_ном = 10 кВ, S_2ном = 3×75 = 325 ВА, работающий в классе точности 1. К нему подключаются все измеритнльные приборы данной секции шин. Подсчет вторичной нагрузки приведен в таблице 17.

 

Таблица 17- Нагрузка трансформаторов напряжения

Приборы		Тип	S одной обмотки ВА	Число обмоток	соsφ	sinφ	Число приборов	Общая потреб мощность
								Р, Вт	Q,ВА	S, ВА
Вольтметр	СШ	Э-350	2	1	1	0	2	4	−	4
Счетчик активной энергии	Ввод 10 кВ трансформатора	СЭТ3р- 0,1-0,8А	2,5	2 2		0,925	2	4,56	11,1	10
Ваттметр		365	1,5	2	1	0	1	3	−	3
Счетчик реактивной энергии	Линии 10 кВ	СЭТ3р- 0,1-0,7А	2,5	2		0,925	13			130
ИТОГО										147

 

Поскольку в каталоге на счетчики  типа СЭТ3 (кат 13.00.35-02) не дается значение соsφ для параллельных цепей, то нагрузку на трансформатор напряжения рассчитываем путем суммирования полных мощностей приборов.

S_э = 147 ВА  < S_{2 доп} = 225 ВА,

S₂ < S_2ном, т.е. трансформатор напряжения будет работать в заданном классе точности.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм² по условию механической прочности. Трансформатор напряжения присоединяется к сборным шинам через предохранитель типа ПКН-001-10У3 и втычной разъединитель.

 

 

 

 

8.3 Выбор выключателей напряжением 10 кВ схемы

внутреннего электроснабжения и соответствующих

трансформаторов тока

Выбор выключателей напряжением 10 кВ схемы внутреннего электроснабжения, а также соответствующие трансформаторы тока приведены в таблице 18.

Таблица 18

Конечные пункты кабельной линии	Iрас, А	Iавар, А	Uн кВ	Iпо, кА	Iу, кА	Тип выключателя	Тип ТА
ГПП –ТП1	85,805	171,61	10	6,53	16,6	VF — 12	ТЛК-10-100-0,5/10Р
ТП1 – ТП2	118,93	237,86	10	6,53	16,6	VF — 12	ТЛК-10-150-0,5/10Р
ГПП – ТП4	44,143	88,286	10	6,53	16,6	VF — 12	ТЛК-10-50-0,5/10Р
ТП4 – ТП3	43,63	86,92	10	6,53	16,6	VF — 12	ТЛК-10-150-0,5/10Р
ТП3 – ТП10	31,748	63,496	10	6,53	16,6	VF — 12	ТЛК-10-150-0,5/10Р
ГПП – ТП5	57,888	115,776	10	6,53	16,6	VF — 12	ТЛК-10-200-0,5/10Р
ТП5 – ТП6	54,213	108,426	10	6,53	16,6	VF — 12	ТЛК-10-150-0,5/10Р
ТП6 – НРП1	65,985	131,97	0,4	6,53	16,6	VF — 12	ТЛК-0,4-150-0,5/10Р
ТП6 – ТП8	40,593	81,186	10	6,53	16,6	VF — 12	ТЛК-10-150-0,5/10Р
ТП8 – НРП2	134,62	296,24	0,4	6,53	16,6	VF — 12	ТЛК-0,4-30-0,5/10Р
ГПП – ТП9	28,208	56,416	10	6,53	16,6	VF — 12	ТЛК-10-200-0,5/10Р
ТП9 – ТП7	43,056	86,112	10	6,53	16,6	VF — 12	ТЛК-10-100-0,5/10Р
ГПП – АД(1)	92,796	185,592	10	6,53	16,6	VF — 12	ТЛК-10-30-0,5/10Р
ГПП – АД(3)	71,727	143,454	10	6,53	16,6	VF — 12	ТЛК-10-150-0,5/10Р

 

 

 

 

Для кабелей напряжением 10кВ схемы внутреннего электроснабжения осуществляется проверка на термическую стойкость к токам КЗ.

t_рз – время срабатывания релейной защиты (для МТЗ_min t_рз = 0,5с);

t_о.в – время отключения выключателя (t_о.в = 00,5с);

Т_а – время протекания апериодической составляющей тока КЗ;

В_к – тепловой импульс тока КЗ.

В_к = I²_к · (t_рз + t_о.в + Т_а ) = 6,45²  ·(0,5+0,035+0,12)= 27,24 кА²·с

 

С – коэффициент, зависящий от вида металла жил кабеля, С = 100 Ас/мм² (для кабелей с алюминиевыми многопроволочными жилами и бумажной изоляцией).

 

 

Выбранные ранее сечения кабелей по условиям нормального и

утяжеленного режима работы необходимо проверить на термическую стойкость. Таким образом, определим сечение, до которого в случае необходимости будем увеличивать сечения не прошедшие по термической стойкости:

                    F_т.с =  = = 52,19 мм²                                                                 (81)

округляем до ближайшего стандартного сечения F_т.с = 50 мм² .

Все кабели до ТП имеют сечения больше F_т.с = 50 мм² , производить увеличение сечений нет необходимости.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8.4 Выбор коммутационной аппаратуры на стороне высшего и

низшего напряжения трансформаторных подстанций

 

В цеховых ТП применяем комплектные трансформаторные подстанции. КТП-250, КТП-400, КТП-630 и КТП-800 комплектуются выключателями нагрузки типа ВНПу-10 с пружинным приводом со встроенными предохранителями ПК.

На стороне низшего напряжения цеховых трансформаторных подстанций выбираем автоматические выключатели для низковольтных распределительных устройств. Принимаем к установке распределительное устройство типа КЭ-1.

По величине тока короткого замыкания в точке К- 4 производится выбор только вводных выключателей, установленных на стороне низшего напряжения. Выбираем выключатели серии «Электрон». Выбор оборудования низковольтные распределительных пунктов (0,4 кВ) осуществляется по токам нагрузки в нормальном и утяжеленном режимах. Результаты выбора сведем в таблицу 19.

 

Таблица 19

Кабельные линии	Место установки	Iр, А	Iутяж, А	Тип выключателя
ТП6 — НРП1	вводной	76,15	152	ЭО6; Iном = 1000 А; Iо = 40 кА

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9 Компенсация реактивной мощности

 

Оптимальный выбор средств компенсации реактивной мощности является составной частью построения рациональной системы электроснабжения промышленного предприятия. Распределительное устройство 10 кВ ГПП имеет две системы сборных шин. К секциям СШ подключены кабельные линии, питающие трансформаторы цеховых ТП и низковольтных РП. На рисунке 8 приведена схема замещения СЭС для расчета компенсации реактивной мощности. В таблице 19 приведены исходные данные для схемы электроснабжения, показанной на рисунке 8. Здесь обозначено:

S_нтi – номинальная мощность трансформатора i-ой ТП;

Q_1i и Q_тi – реактивная нагрузка на один трансформатор i-ой ТП и потери реактивной мощности в нем;

R_трi – активное сопротивление трансформатора i-ой ТП, приведенное к напряжению 10 кВ.

Сопротивление трансформатора определяем по формуле:

                                         R_трi =                                                 (82)

Сопротивление кабельной линии определим по формуле:

                                           R_л = R_у ∙ l   ,                                                      (83)

где    R_л – активное сопротивление кабельной линии

l – длина кабельной линии, км;

R_у – удельное сопротивление кабеля, Ом/км.

 

Таблица 19

Трансформаторная подстанция	Sт.нi,	Qli	ΔQTi	Rтрi	Rлi
	кВА	кВар	кВар	Ом	Ом
ТП — 1	914,2	44,35	280,65	2,6875	0,03996
ТП — 2	2060	354,5	400	1,1875	0,01296
ТП — 3	755,7	57,95	151,2	2,6875	0,06216
ТП — 4	781,5	165	113,35	2,6875	0,02886
ТП — 5	1068	347,5	45,45	1,0834	0,08347
ТП — 6	1030,4	364	4,43	1,0834	0,0666
ТП — 7	745,8	195	78,5	2,6875	0,05775
ТП — 8	889,7	191	8,47	1,0834	0,01998
ТП — 9	327,9	69	18,65	0,592	0,04306
ТП -10	549,9	156	5,8	2,6875	0,04884
Итого		1944,3	1106,5

Определение удельной стоимости потерь активной мощности от протекания реактивной мощности производим по формуле:

                                          С₀ = δ                                           (84)

где δ – коэффициент, учитывающий затраты, обусловленные передачей по электрическим сетям мощности для покрытия потерь активной мощности [  ]

α – основная ставка тарифа, руб/кВт;

β – стоимость 1 кВт∙ч электроэнергии (дополнительная ставка тарифа);

Для 110 кВ: α = 180∙ 12 = 2160 руб/кВт год; β= 0,95 руб/кВ∙ч

К_м = ∆Р_э/∆Р_м = 0,79 – отношение потерь активной мощности предприятия         ∆Р_э в момент наибольшей активной нагрузки энергосистемы к максимальным потерям ∆Р_м активной мощности предприятия;

τ – время использования максимальных потерь, ч/год.

 

С₀ = 1,03∙(180∙12∙0, 79 + 0,95∙2198,8) = 3908,8 руб/кВт

Определение затрат на генерацию реактивной мощности отдельными источниками. Воспользуемся формулами, приведенными в [  ]:

— для низковольтных БК (0,4 кВ)

З_1г.кн = Е∙К_БКН∙К_пр.ц + С₀∙ΔР_БКН =

                =0,223∙12000∙66+3908,8∙4 = 961215,6 руб/Мвар;                        (85)

— для высоковольтных БК (110 кВ)

З_1г.кв = З₁₀ = Е∙К_БКВ∙К_пр.ц + С₀∙ΔР_БКв =

=0,223∙6000∙66+3908,8∙2 =192251,2  руб/Мвар.

 

Определение эквивалентных активных сопротивлений ответвлений с ТП, подключенных к 1-ой секции СШ ГПП. Для расчета оптимальной реактивной мощности, генерируемой низковольтными БК, необходимо знать эквивалентные сопротивления соответствующих ТП. Рассмотрим их последовательно.

 

Рисунок 9 – Схема замещения магистральной линии с двумя

                                 ответвлениями

 

 

Рисунок 10 – Схема замещения магистральной линии с тремя

                                  ответвлениями

Для ТП1 и ТП2, питающихся по магистральной линии (рисунок 9), сначала введем обозначения:

r₀₁ = R_л1=0,04 Ом                 r₁₂ = R_л2 =0,013 Ом

r₁ = R_тр1=2,69 Ом                    r₂ = R_тр2 =1,19 Ом

Эквивалентная проводимость точки 1 схемы (рисунок 9) определяется по формуле:

  =    =1,2                         (86)

С учетом полученного, эквивалентные сопротивления присоединений ТП определяются по формулам:

  R_э1 = = (1+) · 2,69 = 2,78 Ом                                         (87)    

          R_э2 =  = (1+)· (0,013+1,19)= 0,17 Ом                 (88)

Для ТП3,ТП4,ТП10 питающихся по магистральной линии (рисунок 10) расчет эквивалентных сопротивлений проводится аналогично:

r₀₁ = R_л3=2,96 Ом                  r₁₂ = R_л4=2,69 Ом          r₂₃ = R_л5=1,08 Ом

r₁ = R_тр1 =0,03 Ом              r₂ = R_тр2 =0,083 Ом            r₃ = R_тр3=0,05 Ом

 

Эквивалентная проводимость точек 1 и 2 схемы (рисунок 10)

определяется по формулам:

= =33,4                                        (89)

=  =12,93                                      (90)

 

 

 

 

 

 

С учетом полученного, эквивалентные сопротивления присоединений определяются по формулам:

  R_э3 ==(1+)· 0,03=0,03 Ом                                                     (91)

 R_э4 ==1,08·(1+)=1,3 Ом                                        (92)

R_э5 ==1,08·1,2·(1,08+0,05)=1,46 Ом                   (93)

 Аналогично рассчитываем эквивалентные сопротивления ответвлений с ТП подключенных ко II — ой секции С.Ш. с ГПП.

Q_ci= Q_1i+ ΔQ_тi+                                                 (94)

 

                                           Z =                                                           (95)

                                               Z = = — 1,2 Мвар·Ом

Q_ci= 44,35+280,65- = -0,13

Аналогично остальные расчеты для Q_ci..

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Конденсаторные батареи.

Таблица 20

ТП	Rэкв	Qc,Qco,Мвар		Qк,квар	Qк+Qc,квар	Тип БК	Qст,квар
		Р	П
ТП – 1	2,7	-0,13	0	561,3	561,3	2*УКЛН-0,38-300-150У3	600
ТП – 2	0,17	-0,686	0	799,9	799,9	УКЛН-0,38-600-150У3 УКЛН-0,38-450-150У3	1050
ТП – 3	0,03	-0,4	0	302,4	302,4	УКЛН-0,38-300-150У3 УКЛН-0,38-150-150У3	450
ТП – 4	1,3	-0,66	0	226,7	226,7	УКЛН-0,38-300-150У3	300
ТП – 5	0,086	-0,13	0	90,9	90,9	УКЛН-0,38-150-150У3	150
ТП – 6	0,073	-16	0	8,86	8,86	УКЛН-0,38-150-150У3	150
ТП – 7	2,75	-0,17	0	157	157	УКЛН-0,38-150-150У3	150
ТП – 8	1,26	-0,7	0	16,94	16,94	УКЛН-0,38-150-150У3	150
ТП – 9	0,6	-1,9	0	37,3	37,3	УКЛН-0,38-150-150У3	150
ТП — 10	1,46	-0,68	0	11,6	11,6	УКЛН-0,38-150-150У3	150
Итого					2212,9

 

Определение мощности ВБК, подключенных к СШ 10 кВ ГПП

производится из баланса реактивных мощностей на СШ 10 кВ ГПП:

Q₀ = + ΔQ_{Т ГПП} — ∑Q_ст – Q_{эс 1} =

                                  = 3050,8 + 1696,2 – 1556,61 – 3000 = 0,19 Мвар         (96)

Q₀ ≈ 0 => устанавливать ВБК на СШ 10 кВ не нужно.

 

Зная величины мощностей конденсаторных компенсирующих устройств, определяем расчетный коэффициент реактивной мощности на вводе главной понизительной подстанции:

                                tgφ_э =  =  = 0,27                     (97)

tg заданный системой выполняется.