46
2)ТДН-16000/110 с параметрами:
16000 кВА
н
S
,
10,5кВ
НН
U
115 кВ
ВН
U
,
10,5%
к
u
,
0,85%
хх
I
,
21 кВт , 90кВт
хх к
ΔP ΔP
,
11000000 руб.К
Вычисляем загрузку в нормальном режиме работы трансформаторов,
при работающих обоих:
р
з
н.т
S
k
NS
(2.15)
- для ТРДН-25000/110:
з
- Для ТДН-16000/110:
з
Величина коэффициента загрузки в нормальном режиме меньше
допустимой величины нормальной загрузки [10], следовательно, выбранные
трансформаторы подходят к установке.
Проверим коэффициент загрузки в послеаварийном режиме, когда в
работе один трансформатор и питает всю нагрузку:
р
з
н.т
S
k
NS
(2.16)
- для ТРДН-25000/110:
47
з
- для ТДН-16000/110:
з
Величина коэффициента загрузки для ТДН-16000/110 в
послеаварийном режиме больше допустимой величины перегрузочной
способности, следовательно, выбранные трансформаторы подходят к
установке в лишь случае отключения части потребителей 3 категории в
аварийном режиме.
Произведем технико-экономический расчет и сравнение двух
трансформаторов в нормальном режиме работы [11]. В послеаварийном
режиме, когда один трансформатор питает всю нагрузку, расчет производить
не будем, так как время работы подстанции в таком режиме сравнительно
мало (ремонт или замена трансформатора).
Расчет для нормального режима (секционный выключатель выключен):
- для ТРДН-25000/110:
Определим реактивные потери КЗ:
10,5
25000 2625квар.
100 100
K
K Н.Т
%
U
ΔQ S
(2.17)
Определяем реактивные потери ХХ:
0,75
25000 187,5 квар.
100 100
Х
Х Н.Т
%
I
ΔQ S
(2.18)
Потери реактивной мощности:
48
2
0,505 2625 187,5 856,94 квар.
Т
2
з к х
ΔQ k ΔQ ΔQ
(2.19)
Определяем приведенные потери холостого хода трансформатора:
,кВт,
'
x х и.п х
ΔP ΔP K ΔQ
(2.20)
где
и.п
К
− коэффициент изменения потерь, зависящий от места
присоединения трансформаторов [2],
и.п
К 0,02.
'
x
P 31,5 0,02 187,5 35,25 кВт.
Определяем приведенные потери короткого замыкания:
( ),кВт;
K КК
'2
з и.п
ΔP k ΔP K ΔQ
(2.21)
K
'2
P 0,505 (121 0,02 2625) 44,247 кВт.
Определяем приведенные потери в трансформаторе:
2 ( ), кВт;
ТК
' ' '
х
ΔP ΔP ΔP
(2.22)
2 (32,5 44,247) 158,99 кВт.
Т
'
ΔP
Годовые потери активной энергии:
2 ( ),кВт,
T Г
''
x км
ΔW ΔP T ΔP τ
(2.23)
где
м
– время максимальных потерь в году.
49
Г
2
4
(0,124 ) T ,ч / год,
10
м
м
T
τ
(2.24)
где
8760
Г
T
ч в год − число часов работы трансформатора в году;
8000
М
T
ч [7] в год – число часов использования максимума для
нефтеперерабатывающей промышленности.
2
4
8000
(0,124 ) 8760 7479.1ч / год;
10
м
τ
2 (35,25 8760 44,247 7479,1) 1279435.5 кВт ч / год.
T
ΔW
Определяем стоимость потерь электроэнергии:
Тn no
С ΔW С
(2.25)
где С
по
- стоимость 1 кВт∙ч электроэнергии, равная 5,04 руб/кВт∙ч (с
НДС).
1279435.5 5,04 5610048.4 руб.
n
С
Определяем приведенные затраты:
,руб;
Т Т Тн а. n
З E K K K С
(2.26)
где Е
н
- нормативный коэффициент экономической эффективности,
равный 0,15;
К
т
− стоимость силовых трансформаторов;
50
К
а.т.
− коэффициент отчисления на амортизацию и текущий ремонт
равный 0,096.
0,15 2 14000000 0,096 2 14000000 5610048.4 6054048.4 рубЗ
- для ТДН-16000/110:
10,5
16000 1680квар;
100
K
ΔQ
0,85
16000 136 квар;
100
Х
ΔQ
2
0,789 1680 136 1181,8 квар;
Т
ΔQ
21 0,02 136 23,72кВт;
'
x
ΔP
2
0,789 (90 0,02 1680) 76,944 кВт;
K
'
ΔP
2 (23,72 76,944) 201,33 кВт
Т
'
ΔP
2 (23,72 8760 76,944 7479,1) 1566518.1 кВт ч / год;
T
ΔW
1566518.1 5,04 5610048.4 руб
n
С
0,15 2 11000000 0,096 2 11000000 5610048.4 5316048.4 рубЗ
Исходя из технико-экономического сравнения выбираем
трансформатор ТДН-16000/110, так как приведенные затраты в нормальном
режиме меньше, чем у трансформатора ТРДН-25000/110:
5316048.4 руб < 6054048.4 руб
Однако, в случае аварийного режима, при установке трансформатора
ТРДН-25000/110 нет необходимости отключать потребителей 3ей категории
и в дальнейшем возможно расширение производства, т.е. рост нагрузки.
51
Следовательно, выбранные трансформаторы ТРДН 25000/110 с
регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) на стороне ВН и НН в
диапазоне ± 9х1,78% ступеней и с системой охлаждения вида Д [8] подходят
к установке на ПГВ 110/10кВ и обеспечат требуемую надежность в
электроснабжении цехов.
2.6. Определение места расположения ПГВ
ЦЭН – это воображаемый центр, при возведении в котором подстанции
являлось бы наивыгоднейшим с точки зрения величины потерь [23].
Определим ЦЭН:
.
.
р i i
центра
рi
SX
X
S
(2.27)
.
.
р i i
центра
рi
SY
Y
S
(2.28)
где: Х
i
,Y
i
– соответствующие координаты i-ого корпуса.
Таблица 2.2 – расчет ЦЭН
№
корпуса
мм
мм
1
288,7
1311,23
2907512,14
13205462,93
2
1505
1311,23
12475781,99
10869514,70
3
414,04
984,98
402354,43
957180,62
4
846,51
1035,21
2633511,19
3220561,03
5
977,84
1349,02
937225,11
1292988,04
6
363,81
709,18
762779,15
1486896,23
7
1655,46
909,87
4639442,31
2549919,28
8
865,4
636,38
2178871,67
1602253,70
9
188,24
205,06
45936,48
50041,09
10
755,04
518,64
237068,30
162843,17
11
1003,41
784,53
741298,34
579594,37
12
1061,01
774,85
353072,50
257846,98
13
1353,4
1095,57
1576106,94
1275850,06
i
X
i
Y
ммАкВ
XS
iiрасч
,
.
ммАкВ
YS
iiрасч
,
.
52
14
1040,97
182,25
2236220,23
391510,93
15
1404,55
182,25
2388761,80
309958,23
16
1389,57
481,32
3593048,46
1244562,05
38108991,06
39456983,42
.Ц ЭН
X
=
38108991,06
40047,56
= 951,59
952 мм ;
.Ц ЭН
Y
=
39456983,42
40047,56
= 985,25≈985 мм.
ПГВ устанавливаем в центре нагрузок. Фактические координаты
центра ПГВ Х=950 м, Y=950 м.
Рисунок 2.1 – Определение ЦЭН и размещение ПГВ
53
2.7. Выбор и обоснование схемы распределительной сети 10 кВ
Питание электроприемников 10 кВ предприятия обеспечивается от
проектируемой ПГВ 110/10 кВ .
Исходя из категорийности потребителей (I и II категория) подстанция
110/10 кВ предусматривается с двумя трансформаторами по схеме 110кВ
линия - трансформатор с элегазовыми выключателями в цепях
трансформатора и неавтоматической перемычкой со стороны линий ВН. В
качестве схемы электроснабжения 10 кВ принимаем радиальную схему с
резервированием. При радиальной схеме электроснабжение осуществляется
линиями, не имеющими распределения энергии по их длинам. Такие линии
называют радиальными. Данная схема электроснабжения обеспечивает
резервирование потребителей, подключая питающие линии к разным
источникам питания.
На проектируемой ПГВ предусматривается две секции шин с
системами АВР, АЧР на шинах 10 кВ. Это позволяет при аварийных
ситуациях на одной из ВЛ-110 кВ или трансформаторе, обеспечить подачу
питания отключенным потребителям предприятия по стороне 10 кВ. Для
этого поврежденная линия отключается, и устройством АВР через
секционную связь секционным выключателем подается питание от резервной
линии.
Для питания оперативных цепей автоматики на подстанции
предусмотрены выпрямительные преобразователи.
Питание цеховых ТП и РП осуществляется с резервированием, то есть
питание подводится двумя питающими КЛ от разных секций шин РУ-10кВ
проектируемой ПГВ.
ПГВ напряжением 110кВ размещено рядом с производственным
корпусом, а их РП 10 кВ пристроены к производственному корпусу [24].
РУ-10кВ выполнено в виде КРУ. В КРУ встраивается вся
коммутационная аппаратура, трансформаторы тока, напряжения релейная
54
защита. Поставляются КРУ в сборе, заказывается по номенклатуре
содержащихся частей.
В КРУ устанавливается тележки, на которых находятся вакуумные
выключатели. Такие ячейки устанавливаются рядами и набирают
необходимое количество, чтобы реализовать возможность ввода,
присоединения, измерения. Также существует возможность установки
трансформаторов собственных нужд небольшой мощности до 63 кВА [25].
Наиболее широкое применение получили КРУ2-10-20УЗ с вакуумными
выключателями, которые по своим технологическим параметрам и габаритам
подходят для большинства промышленных установок [12].
2.8. Выбор сечения кабельных линий
Произведем выбор кабельных линий 10 кВ. Выполним пример расчета
и выбор кабелей, питающих блок подготовки тяжелого газойля. Так как
подстанция резервируется, то ток равномерно распределяется между
параллельными линиями, следовательно, ток, приходящийся на одну
кабельную линию в нормальном режиме равен:
171,1
85,6 А
22
P
PЛ
I
I
Расчет будем вести для послеаварийного режима, когда
171,1 A.
Pп / а P
II
Предельная экономическая плотность тока для кабелей с
алюминиевыми жилами, при Т
М
более 5000 ч,
2
1,6 А / мм
эк
j
[1].
Выбор сечения кабелей произведем по экономической плотности тока:
2
171,1
106,7 мм .
1,6
Р
F
55
Выбираем трехжильный кабель типа АПвЭВнг со стандартным
сечением 120 мм
2
, и допустимым током
240 А
доп
I
, R
0
=0,26 Ом/км,
0
X
=0,071 Ом/км, l = 0,05 км [13].
Длительно допустимый ток с учетом поправки на число рядом
положенных кабелей в земле
1
k
и на температуру окружающей среды
2
k
:
,A
д.д 1 2 п доп.ном
I k k k n I
(2.30)
где
1
k
– коэффициент поправки на число рядом положенных кабелей в
земле,
1
0,9k
;
2
k
– коэффициент поправки на температуру окружающей среды,
2
1,2k
;
п
k
– коэффициент, учитывающий возможную перегрузку кабелей,
1,25
п
k
;
n – число параллельно проложенных кабелей.
0,9 1,2 1,25 1 240 324А
д.д
I
.
Произведем проверку по допустимому току:
170,3 324A А
.
Проверка кабеля на потерю напряжения:
1402,5 0,05 0,26 2777 0,05 0,071
9,8В;
10
ΔU