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
8.1 Выбор оптимального напряжения
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
8.2 Выбор оптимального варианта главной понизительной подстанции(ГПП)
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
8.2.1 Технико- экономический расчет варианта U=35 кВ
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, Ом |
DQх, кВт |
Ко, тыс у е |
||||
|
ВН |
HH |
|||||||||||
|
ТРДНС-25000/35 |
25 |
±8X1,5% |
36,75 |
2х10,5 |
9,5 |
115 |
25 |
0,5 |
0,25 |
5,1 |
125 |
77 |
|
ТРДНС-32000/35 |
32 |
±8X1,5% |
36,75 |
2х10,5 |
11,5 |
145 |
30 |
0,45 |
0,19 |
4,8 |
144 |
86 |
|
ТРДНС-40000/35 |
40 |
±8X1,5% |
36,75 |
2х10,5 |
11,5 |
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, (%):
Вариант 1:
1,4* Sном.т =1,4*25=35 МВА. т. е.(35/44,545)*100%= 78,57%
Вариант 2:
1,4*32 =44,8 МВА. (44,8 /44,545)*100%= 100,57%
Вариант 3:
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.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12
